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Austrian Power Grid AG

Gesch채ftsbericht 2013 Strom bewegt


AUSTRIAN POWER GRID AG

drei-jahres-vergleich

in Mio. €

Umsatzerlöse

2012

2011

573,7

536,4

466,4

Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT)

68,7

43,0

23,4

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (EGT)

50,3

19,7

2,3

Jahresüberschuss

37,7

15,6

1,0

Bilanzsumme

1.463,1

1.435,9

1.243,2

Anlagevermögen

1.187,1

1.155,2

1.083,5

102,1

136,1

116,7

Investitionen in Sachanlagen planmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen

67,1

62,8

59,1

313,0

274,3

258,1

Umsatzrentabilität (ROS)

12,0 %

8,0 %

5,0 %

Eigenkapitalrentabilität (ROE)

16,1 %

6,6 %

0,8 %

4,8 %

3,5 %

2,1 %

24,0 %

21,8 %

23,9 %

n.a

8,5

4,9

Eigenkapital

Gesamtkapitalrentabilität (ROI) Eigenkapitalquote Schuldentilgungsdauer

97,9

129,1

64,7

1)

220,1%

295,8%

264,7%

betriebswirtschaftlicher Personalstand

437

451

434

Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit 1) Net gearing (Nettoverschuldungsgrad)

(davon Lehrlinge) Transportmenge (GWh) 1)

2013

25

24

22

43.137

42.144

39.830

Die Kennzahlen wurden 2013 einer Überarbeitung unterzogen, und die Vorjahreswerte wurden angepasst.

Im Jahr 2013 stellt die fiktive Schuldentilgungsdauer gem. § 24 URG eine Sonderposition dar. Die Begründung liegt im geänderten bilanziellen Ansatz der 2012 gebildeten regulatorischen Tarifvorsorgen. Bis 2012 wurden sie als langfristige verzinsliche Rückstellungen ausgewiesen, ab 2013 als kurzfristige unverzinsliche Verbindlichkeit.

Neu gebildete Tarifvorsorgen werden als kurzfristige, unverzinsliche Verbindlichkeitsrückstellung bilanziert. Zusätzlich wird 2014 mit der Verwendung der SNT- und SNE-VO-Rückstellung (Rückzahlung) gerechnet, die gebildeten Rückstellungen sind somit im Jahresabschluss 2013 als kurzfristig anzusehen. Die Kennzahl ist somit 2013 nicht aussagekräftig.


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Gesch채ftsbericht 2013 Strom bewegt


AUSTRIAN POWER GRID AG

inhalt

Organe der Gesellschaft Vorwort des Vorstands

03 05

Lagebericht Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen 16 Rechtliche Rahmenbedingungen 18 Regulatorische Rahmenbedingungen 19 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen 20 Versorgungssicherheit und Netzbetrieb 21 Netzsicherheit und Netzausbau 22 Internationales 25 Nichtfinanzielle Leistungsindikatoren 26 Personal 27 Forschung, Innovation und Umwelt 28 Finanzielle Leistungsindikatoren 29 Geldflussrechnung 31 Chancen- und Risikomanagement 33 Ausblick 2014 34

Jahresabschluss Bilanz 36 Gewinn- und Verlustrechnung 38 Entwicklung des Anlagevermögens 40 Fristigkeitenspiegel 42 Entwicklung der unversteuerten Rücklagen 44

Angaben zu den Beteiligungen Anhang Erläuterungen Glossar Bestätigungsvermerk Bericht des Aufsichtsrats

45 46 58 60 62

02


GESCHÄFTSBERICHT 2013

organe der gesellschaft

Aufsichtsrat

Arbeitnehmervertreter

Gewerke DDr. Erhard Schaschl Vorsitzender bis 22.10.2013

Harald Novak Zentralbetriebsratsvorsitzender, 2. Vorsitzender-Stv. bis 31.10.2013

Ing. Mag. Peter Koren Vorsitzender ab 23.10.2013 Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer 1. Vorsitzende-Stv. ausgeschieden mit 18.01.2013 Dr. Johann Sereinig 1. Vorsitzender–Stv. ab 28.01.2013

Ing. Wolfgang Liebscher Zentralbetriebsrat, 2. Vorsitzender-Stv. ab 01.11.2013 Andreas Gross Zentralbetriebsrat

Arbeits- und Prüfungsausschuss DDr. Erhard Schaschl Vorsitzender bis 22.10.2013 Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer 1. Vorsitzende-Stv. ausgeschieden mit 18.01.2013 Dr. Johann Sereinig 1. Vorsitzender-Stv. ab 28.01.2013

Karl-Heinz Stieger Zentralbetriebsrat

Harald Novak 2. Vorsitzender-Stv. bis 31.10.2013

Vorstand

Ing. Wolfgang Liebscher 2. Vorsitzender-Stv. ab 01.11.2013

Mag. Dr. Erich Entstrasser Dr. Christof Germann ab 28.02.2013 Dr. Günther Rabensteiner ab 28.02.2013

Mag. Thomas Karall DI Mag.(FH) Gerhard Christiner

Dr. Martin Schmid ausgeschieden mit 28.02.2013 Mag. Leopold Rohrer Mag. Dr. Georg W. Westphal

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AUSTRIAN POWER GRID AG

Vorwort des Vorstands

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Im Jahr 2013 hatte die APG – sowohl was das Marktumfeld anbelangt, als auch in Bezug auf den Netzbetrieb – eine Vielzahl von Herausforderungen zu bewältigen. Die bestimmenden Marktrends der vergangenen Jahre setzten sich auch im Berichtsjahr fort. Auch 2013 sanken die Stromgroßhandelspreise auf den Terminmärkten weiter. Haupttreiber dieser Entwicklung war der unverändert ambitionierte Ausbau im Bereich der erneuerbaren Energien, insbesondere in Deutschland. Diese Entwicklung wurde in Österreich durch teils stark verminderte thermische Erzeugung und damit verbunden mit sehr hohen Stromimportspitzen von zeitweise über 5.000 MW spürbar. Im Frühjahr war das APG-Netz von zwei Ausnahmeereignissen betroffen. Ende Mai 2013 wurde im Umspannwerk (UW) St. Peter ein neuer Transformator bei dessen Inbetriebnahme durch einen Brand zerstört. Nur wenige Tage später setzte im Zuge des großen Hochwassers ein schwerer Murenabgang die wichtige 380-kV-Leitungsverbindung Tauern–Lienz außer Betrieb. Es ergaben sich dadurch über mehrere Wochen hinweg angespannte Netzsituationen, die jedoch mit einer Reihe netztechnischer Maßnahmen und rasch installierten Anlagenprovisorien beherrscht werden konnten. Trotz der widrigen Umstände ist es uns gelungen, ganz wesentliche betriebliche Erweiterungsprojekte wie geplant umzusetzen. So wurde die Donauschiene – die Leitungsverbindung vom UW St. Peter bis zum UW Dürnrohr – erfolgreich auf den 380-kV-Betrieb umgestellt. Im November 2013 konnte mit der Montage des dritten und vierten Leitungssystems auf der 380-kV-Leitung Dürnrohr–Sarasdorf planmäßig gestartet werden. Diese Leitung spielt eine ganz wesentliche Rolle für die Versorgung des Großraums Wien sowie für die Integration der in den kommenden Jahren in Niederösterreich neu hinzukommenden Windkraftanlagen. Das zentrale APG-Projekt „Salzburgleitung“ – im Abschnitt vom Netzknoten St. Peter zum Netzknoten Tauern – hat einen weiteren Meilenstein erreicht. Am 8. Jänner 2014 wurde per Edikt seitens der zuständigen UVP-Behörden das Umweltverträglichkeitsgutachten zur öffentlichen Einsichtnahme aufgelegt und der Termin für die öffentliche UVP-Verhandlung festgesetzt. Damit tritt eines der derzeit für Österreich wichtigsten Energiewende-Projekte in eine entscheidende Phase. In puncto Strommarktintegration konnte die APG 2013 ebenfalls wesentliche Fortschritte erzielen. Im Bereich der Verlustenergiebeschaffung ist es dem Unternehmen gelungen, die Anzahl der Anbieter im Rahmen der diesbezüglichen Ausschreibungen zu erhöhen und damit bessere Ausschreibungsergebnisse zu erzielen. Große Erfolge wurden auch im Bereich der Regelenergiemarktöffnung erzielt. Die Mitte 2013 abgeschlossene Kooperation INC (Imbalance Netting Cooperation) mit dem slowenischen Übertragungsnetzbetreiber ELES sowie die im Sommer

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erstmals durchgeführte gemeinsame Primärregelenergie-Ausschreibung mit dem Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid haben bereits eine Kostenersparnis von rund 8 Mio. Euro erbracht. Ein Schwerpunkt in der APG-Tätigkeit auf internationaler Ebene war auch 2013 die Ausarbeitung der Network Codes, welche den künftig verbindlichen EU-Rechtsrahmen für den europäischen Strommarkt bilden werden. Zwei der wichtigsten Kodizes werden auf europäischer Ebene unter der Leitung von APG-Kollegen erarbeitet. Drei der insgesamt vier betrieblichen Kodizes wurden von der europäischen Regulierungsagentur ACER bereits der EU-Kommission für das Komitologieverfahren empfohlen. 2013 hat das Joint Office des TSC – der TSO-Security Cooperation – in München seine Tätigkeit aufgenommen. Aufgabe des gemeinsamen Büros von zwölf Partnernetzbetreibern ist es, auf Basis einer noch engeren Zusammenarbeit der von den Partnern entsandten Kolleginnen und Kollegen vor Ort die operative Netzführung und damit den sicheren Netzbetrieb über die Landesgrenzen hinweg weiter zu optimieren. Im Herbst 2013 präsentierte die APG ihren Masterplan 2030, der die strategischen Entwicklungsnotwendigkeiten im Netz der APG beschreibt. Die aktualisierten energiewirtschaftlichen Analysen zeigen, dass das APG-Netzkonzept auch angesichts der neuen Entwicklungen am europäischen Strommarkt nachhaltig und zukunftssicher ist. Die im Herbst erfolgte Aufnahme von sieben aus zehn APG-Masterplanprojekten auf die Liste der Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse (PCI) bestätigt die Langfristplanung der APG. Das energiewirtschaftliche Umfeld wird auch in den kommenden Jahren sehr spannend bleiben. Die Umgestaltung des europäischen Energiesystems, die Integration der erneuerbaren Energien und ein sicherer Netzbetrieb werden weiterhin große Herausforderungen an alle Beteiligten stellen. Mit einem hochqualifizierten Team, das sich mit viel Engagement und Leidenschaft für die Bewältigung dieser Aufgaben einsetzt, sind wir jedoch bestens für die nächsten Jahre gerüstet. So werden wir auch weiterhin – in gewohnt verlässlicher Art – unseren Beitrag zur sicheren Stromversorgung und zum Gelingen der Energiewende leisten.

Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h. Mag. Thomas Karall e.h.

Der APG-Vorstand

DI Mag.(FH) Gerhard Christiner e.h.


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„Erneuerbare Ressourcen sind die Zukunft in der Stromerzeugung. In Österreich hat die Wasserkraft ja lange Tradition. Windkraft und Photovoltaik haben hierzulande noch großes Potenzial. An den Betrieb eines Stromnetzes stellen sie aber völlig neue Anforderungen. Ich arbeite an einer damit verbundenen Herausforderung – nämlich an der Verbesserung der Ökostromprognose. Sozusagen mein persönlicher Beitrag zur Energiewende.“ Christoph Karner Betriebsmanagement & Ökostrom, Ökostromprognose Apg

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AUSTRIAN POWER GESCHÄFTSBERICHT GRID AG 2013

„Als Netztechnikerin bei der APG bekomme ich hautnah mit, welche Veränderungen die Energiewende mit sich bringt. Wir haben in unseren Anlagen in den letzten Jahren enorm viel erneuert und verstärkt. Und es wird immer schwieriger, die notwendigen Maßnahmen durchzuführen, weil wir nur sehr enge Zeitfenster zur Verfügung haben, in welchen wir Anlagen für Revisionszwecke abschalten können. Das Netz gerät einfach an seine Leistungsgrenzen. Man muss mit Herausforderungen umgehen können.“ Sabrina Kronabitter Betriebsführung, Teamleiterin Netztechnik Apg


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Strom bewegt

Strommarktintegration der Weg zum europäischen Strombinnenmarkt Das 3. EU-Binnenmarktpaket brachte drastisch verschärfte Unbundling-Bestimmungen mit sich. In Österreich wurden im Bereich des Übertragungsnetzes diese neuen Erfordernisse mit der Zertifizierung der Austrian Power Grid AG (APG) als unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber (ITO – Independent Transmission Operator) im März 2012 umgesetzt. Im Zuge der voranschreitenden Marktintegration hat sich im Laufe der letzten Jahre die Rolle der europäischen Übertragungsnetzbetreiber massiv verändert. Die Stromnetzinfrastruktur hat an Bedeutung gewonnen. Denn leistungsfähige Leitungsverbindungen zwischen den europäischen Nachbarstaaten sind die physische Grundlage für die Ermöglichung eines intensiver werdenden europäischen Stromhandels. Eine weitere Voraussetzung für die Umsetzung eines liberalisierten Strommarkts sind EU-weit einheitliche Spielregeln und Standards für diesen Markt. Auch hier spielen die europäischen Übertragungsnetzbetreiber eine wichtige Rolle. Denn sie erarbeiten im Auftrag der EU-Behörden die sogenannten Network Codes – das sind die rechtlich für alle Netzbetreiber und Marktteilnehmer Europas verbindlichen Grundlagen, die alle in diesem Zusammenhang relevanten Fragen regeln. Dazu zählen unter anderem Standards für die Bereiche Netzsicherheit, Verfahren zur Kapazitätsvergabe und einheitliche Transparenzregeln. Integration erneuerbarer Energien – groSSe Herausforderungen für das Stromnetz Ebenfalls bereits in den 1990er Jahren erfolgten die politischen Weichenstellungen im Bereich des Klimaschutzes in Europa. Und damit verbunden, begann der verstärkte Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern. Ausgelöst durch das Katastrophenereignis in Fukushima und den darauffolgenden Beschluss der deutschen Bundesregierung zum rascheren Ausstieg aus der Kernkraft, hat das Wachstum erneuerbarer Stromerzeugung aber eine unvorhersehbare Dynamisierung erfahren. Binnen weniger Jahre hat sich der europäische Kraftwerkspark bzw. dessen Einsatz wesentlich verändert.

Europa hält an seinen 20-20-20-Klimaschutzzielen fest und hat diese in seiner Energy Roadmap 2050 bekräftigt. Bis 2050 soll die europäische Stromversorgung CO 2 -neutral erfolgen. Dazu müssen rund 80 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stammen. Bereits bis zum Jahr 2020 wird sich allein die in Europa installierte Windkraftleistung auf weit mehr als 200 GW erhöht haben. Auch Österreich folgt dieser Entwicklung. Auf Basis des österreichischen Ökostromgesetzes ist mit einer installierten Windkraftleistung von rund 4.000 MW bis zum Jahr 2020 zu rechnen – das entspricht beinahe der doppelten Leistung der gesamten Donaukraftwerkskette. Die installierte Photovoltaikleistung soll sich im selben Zeitraum sogar verzwölffachen. Der starke und vor allem sehr rasch voranschreitende Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung bedeutet zunehmende Anforderungen an das Stromübertragungsnetz. Die APG ist als überregionaler Stromnetzbetreiber auch für den Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch in ganz Österreich verantwortlich. Das dazu notwendige Ausgleichsmanagement wird in dem Maße komplexer und aufwändiger, in welchem stetig und gleichmäßig einspeisende Kraftwerke vermehrt durch dargebotsabhängige Wind- und Photovoltaikanlagen ersetzt werden, die bei guten Witterungsbedingungen sehr große Strommengen einspeisen, aber zeitweise gar keinen Strom produzieren können. Angesichts der enormen Wind- und PV-Kapazitäten, die inzwischen in ganz Europa am Netz sind, werden auch die sehr kurzfristig auftretenden und enormen Leistungssprünge für die Netzstabilität zunehmend zu einer enormen Herausforderung. Außerdem entstehen die neuen Windkraft- und Photovoltaikanlagen – insbesondere in Deutschland – weit entfernt von den großen Verbrauchszentren und erfordern eine entsprechende Netzinfrastruktur. In Österreich liegt die Herausforderung darin, neue Windkraftanlagen im Osten Österreichs mit den Pumpspeicherkraftwerken im Westen des Landes zu verbinden. Die Förderung erneuerbarer Energien hat am liberalisierten Strommarkt auch den Effekt, dass Erzeugungskapazitäten, welche zum Ausgleich von Schwankungen in der Windund Sonnenstromerzeugung dringend benötigt werden, zunehmend unter Preisdruck geraten und möglicherweise auf längere Sicht bei unveränderten Rahmenbedingungen als Regelenergielieferanten verloren gehen.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

380-kV-Sicherheitsring – Das Rückgrat der österreichischen Stromversorgung

Das Rückgrat der österreichischen Stromversorgung

380-KV RING 380-kV-Leitung Projekt 380-kV-Salzburgleitung 220-kV-Leitung Projekt 220-kV-Leitung Umspannwerk Projekt Umspannwerk APG-Netzknoten

CZ slavetice

Altheim simbach

biSamberg

Pleinting Pirach

St. Peter

dürnrohr wien SüdoSt

ernSthofen

D

Dellmensingen Obermooweiler Memmingen

Sokolnice

SK

SaraSdorf Györ szombathely Györ

Leupolz

Weißenbach

Oberbrunn Krün bonaduz Montlingen Winkel

H Zell am Ziller

weSttiroL

CH

Pradella

I

tauern

hessenberg

kainachtaL oberSieLach

Lienz

Maribor Podlog

09

SLO


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„Mein Job als Projektleiter bei der APG ist es, unsere Leitungen für stetig steigende Belastungen fit zu machen. Die Geschwindigkeit im Wachstum Erneuerbarer hat meinen Terminkalender sehr viel voller gemacht. Immer mehr Projekte sind in immer kürzerer Zeit abzuwickeln. Aber das Netz ist eben die entscheidende Grundlage für die Einbindung von Wind- und Sonnenenergie.“ Sven Aberle Leitungsmanagement, Projektleiter Apg

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

„Der Umstieg auf erneuerbare Energien ist eine Aufgabe für mehrere kommende Generationen. Und es ist eine Aufgabe, welche die Anstrengung vieler Beteiligter überall in Europa erfordert. In meiner täglichen Arbeit habe ich viel Kontakt mit Kolleginnen und Kollegen unserer europäischen Partner. Und alle arbeiten auf dasselbe Ziel hin. Es macht sehr viel Spaß, ein Teil dieser Entwicklung zu sein.“ Ruth Kassoume Marktmanagement, Office Managerin Apg


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STROM BEWEGT

Während also der Bedarf an Regelenergie zunimmt, sinkt gleichzeitig die Zahl der verfügbaren flexiblen Kraftwerke. Die beschriebenen Entwicklungen führen die europäischen Übertragungsnetze immer stärker an ihre Leistungs- und Kapazitätsgrenzen. Ein rascher Um- bzw. Ausbau der Stromnetzinfrastruktur ist die notwendige Grundlage dafür, den nachhaltigen Umstieg auf erneuerbare Energien zu bewerkstelligen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit in Europa nicht zu gefährden. Energiewende in Österreich – ein Erfolgsmodell Österreich befindet sich im europäischen Vergleich bei der Umsetzung der Energiewende auf einem relativ guten Weg. Ein ganz wesentlicher Erfolgsfaktor ist die hierzulande vergleichsweise gute Synchronisation der Entwicklungen im Erzeugungs- und im Netzbereich. Mit dem Netzentwicklungsplan (NEP), der laut ElWOG (Elektrizitätswirtschaftsund -organisationsgesetz) seit 2011 gesetzlich verpflichtend von der APG erstellt, öffentlich konsultiert und jährlich aktualisiert wird, verfügt Österreich über ein Instrument, welches eine ausgewogene Entwicklung der heimischen Stromversorgungsstruktur sicherstellen soll. Der NEP enthält alle in Österreich in den zehn Folgejahren geplanten Kraftwerksprojekte sowie die in diesem Zeitraum dringend erforderlichen Netzinfrastrukturmaßnahmen.

Um die langfristigen energiewirtschaftlichen Entwicklungen zu analysieren und daraus die übergeordnete strategische Planungsperspektive für das heimische Stromübertragungsnetz abzuleiten, erstellt die APG zusätzlich den APG-Masterplan. Im Herbst 2013 wurde die aktuelle Ausgabe des Masterplans (Masterplan 2030) publiziert, welche den Planungszeitraum 2013 bis 2030 abdeckt. Unter Einbindung der zuständigen Behörden, von Experten aus der Wissenschaft (TU Wien, TU Graz), Vertretern des Bereichs Erneuerbare Energien (IG Windkraft, Photovoltaic Austria) und von NGOs (Greenpeace, Global 2000, WWF) wurden verschiedene energiewirtschaftliche Entwicklungsszenarien untersucht und absehbare Schwachstellen im österreichischen Übertragungsnetz identifiziert. Das strategische Netzkonzept der APG, dessen Kernstück der 380-kV-Sicherheitsring ist, hat sich in allen analysierten Szenarien als kostenoptimales und langfristig tragfähiges Zukunftskonzept erwiesen. Zusätzliche Bestätigung erfährt das APG-Netzkonzept durch die Tatsache, dass es nicht nur Teil des von der ENTSO-E (Vereinigung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) alle zwei Jahre aktualisierten Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplans (TYNDP) ist, sondern dass sieben von zehn prioritären APG-Masterplanprojekten von der EU-Kommission auf die Liste der Projects of Common Interest (PCI) aufgenommen wurden. Die APG hat in den letzten Jahren auch massive Fortschritte im Rahmen der europäischen Integration des heimischen Strommarkts erzielt. Wesentliche Meilensteine sind gelungen – etwa mit grenzüberschreitenden Kooperationen zur Vergrößerung des Regelenergiemarkts sowie mit Kooperationen zur gemeinsamen Ausschreibung von Primärregelenergie. Allein 2013 konnten dadurch Einsparungen bei den Regelenergiekosten in Höhe von etwa 8 Mio. EUR erzielt werden.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Strom bewegt

Ein guter Weg – künftige Herausforderungen Die APG hat in den kommenden zehn Jahren ein ambitioniertes Investitionsprogramm vor sich. Rund 2,6 Mrd. Euro müssen in die Verstärkung und den Umbau des APG-Netzes fließen, um das heimische Stromnetz fit für die Entwicklungen der kommenden Jahrzehnte zu machen. Neben einer notwendigen stabilen Finanzierung ist die APG auf die Unterstützung seitens der verantwortlichen Behörden angewiesen. Angesichts der rasanten Entwicklungen im Ausbau der Erneuerbaren ist es notwendig, zentrale Aus- und Umbauprojekte im Netzbereich möglichst rasch umsetzen zu können. Eine Optimierung und Beschleunigung der zugrunde liegenden behördlichen Genehmigungsverfahren wird einer der Schlüsselfaktoren für die Realisierung der nötigen Netzverstärkungen sein.

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Die Aufrechterhaltung des in Österreich gewohnt hohen Niveaus in der Sicherheit und Qualität der Stromversorgung ist die notwendige Grundlage zur Absicherung des Lebens- und Wirtschaftsstandorts Österreich. Und die Zukunftsinvestitionen in das österreichische Stromnetz sind ein wichtiger Impuls für die heimische Wirtschaft. Laut entsprechenden Studien der Technischen Universität Graz und des Industriewissenschaftlichen Instituts (IWI) ist zu erwarten, dass die APG-Investitionen zu rund 70 Prozent heimische Wertschöpfung generieren werden sowie Beschäftigungseffekte von 13.000 Arbeitsplätzen je investierter Milliarde erzielen werden.


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„Noch vor wenigen Jahren wurde in der Öffentlichkeit kontrovers über das Thema Klimaschutz diskutiert. Heute ist beinahe jeder davon überzeugt, dass der Umstieg auf erneuerbare Energien unbedingt gelingen muss. Das Bewusstsein darüber, was dazu alles notwendig ist, ist aber meiner Wahrnehmung nach nicht überall vorhanden. Es gehört zu meinem Job, Überzeugungsarbeit für konkrete Maßnahmen zu leisten, die notwendig sind, um das Ziel einer erneuerbaren Energiezukunft irgendwann auch zu erreichen. Eine spannende Aufgabe.“ Birgit Breiter Kommunikation, Projektkommunikation Apg

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

„Der APG-Leitungstrupp ist quasi das Erste-Hilfe-Team für das APG-Netz. Ich bin es also gewohnt, zu jeder Tages- und Nachtzeit auszurücken, wenn es irgendwo ein Problem gibt. Was ich aber schon spüre, ist, dass der Faktor Zeit dabei immer wichtiger wird. Selbst wenn bei einem Leitungsausfall bei niemandem das Licht ausgeht – die Netzbelastung insgesamt lässt es eigentlich kaum mehr zu, lange auf einen Leitungszug verzichten zu können.“ Stefan Tabernig Betriebsführung, Leitungstrupp Apg

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Lagebericht

ÜBER UNS Die Austrian Power Grid AG (APG) betreibt das österreichische Übertragungsnetz, welches Teil des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes der Regional Group Continental Europe der ENTSO-E (Vereinigung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) ist. Als Regelzonenführer für Österreich ist die APG dafür verantwortlich, dass jederzeit ein stabiles Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch gegeben ist. Mit einer Trassenlänge von rund 3.500 Kilometern und darauf verlaufenden Leitungen von knapp 6.800 Kilometern sowie 62 Umspannwerken und Schaltanlagen bildet das APG-Netz das Rückgrat der heimischen Stromversorgung. Es stellt den überregionalen innerösterreichischen sowie den internationalen Stromaustausch zwischen Erzeugern und Verbrauchern sicher und gewährleistet die stabile Versorgung der Verteilnetze. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen Strompreisentwicklung Wie schon im Geschäftsjahr 2012 fielen die Preise auf den Strom-Terminmärkten auch 2013. 2012 kostete ein Frontjahresprodukt im Base an der Leipziger Strombörse (EEX) im Durchschnitt 49,30 €/MWh. 2013 lag der Durchschnittspreis bei 39,07 €/MWh1). Haupttreiber dieser Preisentwicklung war der unverändert starke Ausbau im Bereich erneuerbarer Energien, insbesondere in Deutschland. Auffallend war die teilweise sehr starke Volatilität auf den Terminmärkten, die in erster Linie durch politische Entscheidungen zum europäischen Emissionshandelssystem beeinflusst war. Die Diskussion einer künstlichen, vorübergehenden Verknappung von CO 2 -Zertifikaten („Backloading“) hatte großen Anteil an den Preisschwankungen im Laufe des Jahres 2013. Aufgrund der niedrigen Preise von Emissionszertifikaten sind derzeit viele ältere Kohlekraftwerke rentabel und verdrängen dadurch modernere Gaskraftwerke vom Markt.

1)

Auch an den stündlichen Spotpreisprofilen ist der eingangs beschriebene zunehmende Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland deutlich festzustellen. Das typische stündliche Spotpreisprofil hat sich dahingehend verändert, dass es besonders in den Mittagsstunden – bei hoher Erzeugung aus Photovoltaikanlagen – zu Preiseinbrüchen kommt. 2013 waren Erzeugungswerte aus Solaranlagen mit mehr als 20 GW keine Seltenheit. Um den durch die Energiewende geänderten Rahmenbedingungen Rechnung zu tragen, werden von der EEX in näherer Zukunft sogenannte „Phelix Sun Peak Futures“ angeboten. Mit diesem neuen Terminprodukt sollen laut EEX besonders die sonnenscheinstarken Stunden (10:00 bis 16:00 Uhr) abgedeckt werden. Öffnung des Regelenergiemarkts – technische und wirtschaftliche Optimierung Die APG arbeitet derzeit intensiv an regelzonenüberschreitenden Kooperationen zur Vergrößerung des Regelenergiemarkts und zur Nutzung von Synergieeffekten bei Regelenergieabrufen. Die erste derartige Kooperation wurde am 14. Mai 2013 durch die sogenannte Imbalance Netting Cooperation (INC) mit dem slowenischen Übertragungsnetzbetreiber ELES gestartet. Mit der Imbalance-NettingCooperation wird durch die technische Optimierung der automatisierten Abrufe von Sekundärregelenergie ein Teil der Regelreserven zugunsten der Netzsicherheit freigesetzt. Im Rahmen des Clearing- und Settlement-Prozesses soll diese Optimierung zu einer Reduzierung der Kostenbasis führen. Weiters wurde am 3. Juli 2013 die gemeinsame Ausschreibung für Primärregelung mit dem Schweizer Übertragungsnetzbetreiber Swissgrid gestartet. Bei dieser regelzonenüberschreitenden Zusammenarbeit kann die benötigte Primärregelung über den jeweils anderen Partner-Übertragungsnetzbetreiber beschafft werden. Im Zuge dieser regelzonenübergreifenden Kooperationen konnten in den rund sechs Monaten des Jahres 2013 rund 8 Mio. € Einsparungen realisiert werden, was einer jährlichen hochgerechneten Gesamtersparnis in der Höhe von ca. 14 Mio. € entspricht.

Quelle: http://www.eex.com/de/Marktdaten

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Um die Weiterentwicklung des grenzüberschreitenden Regelenergiemarktes voranzutreiben, führt die APG weitere Verhandlungen mit den Übertragungsnetzbetreibern aus der Schweiz, Slowenien, Deutschland und Tschechien. Eine mögliche Ausweitung der zwischen APG und Swissgrid bestehenden Kooperation im Bereich der Primärregelung auf Deutschland wird derzeit ebenfalls analysiert. Umsetzung des Intraday-Marktes Der Intraday-Markt dient der kurzfristigen Stromvermarktung. Nach der in einem gemeinsamen Projekt mit EPEX SPOT erfolgten Einrichtung des mit Deutschland implizit gekoppelten österreichischen Intraday-Markts im Oktober 2012 hat sich die APG dem Projekt zur Umsetzung des europäischen Zielmodells für Intraday angeschlossen. An diesem Projekt sind die Übertragungsnetzbetreiber (TSOs) und Strombörsen Nordwesteuropas sowie die Schweiz und Österreich beteiligt. Die Entwicklung der gemeinsamen Funktionalitäten ist für Ende 2014 geplant, um somit die Basis für einen europaweit harmonisierten Intradayhandel zu schaffen. Die APG kommt damit nicht nur den zukünftigen rechtlichen und regulatorischen Anforderungen nach, sondern schafft auch die Voraussetzungen dafür, dass Österreich direkt von der Liquidität der Intraday-Märkte in Nordwesteuropa profitieren kann. ENTSO-E Network Codes Die europäischen TSOs sind durch ENTSO-E (gemäß Artikel 8 der VO (EG) 714/2009) für die Entwicklung und Umsetzung von Network Codes verantwortlich. Diese Network Codes definieren und harmonisieren zahlreiche Regelungen für das Stromnetz, unter anderem in den Bereichen Netzbetrieb, Netzanschluss, Engpassmanagement und Regelenergie. Außerdem bilden sie damit die Grundlage für einen gemeinsamen europäischen Strommarkt, den die Europäische Union bereits bis 2014 erreichen möchte. Die Network Codes sind die wichtigsten Bestandteile des künftigen Rechtsrahmens für den europäischen Elektrizitätsmarkt.

17

Nach Erlangen der Rechtsgültigkeit werden die Network Codes direkte Bestandteile der genannten EU-Verordnung und somit auch zu direkt anwendbaren Rechtsgrundlagen. Die APG ist dementsprechend auch an der Ausarbeitung aller Network Codes beteiligt. Seit 2012 stellt die APG für zwei besonders wichtige Kodizes – den Operational Security Code, welcher als „Schirmcode“ für die betrieblichen Kodizes dient, und den Balancing Code, welcher die Grundlagen für die künftigen Ausgleichs- und Regelenergiemärkte definiert – den Vorsitzenden sowie den Leiter des jeweiligen Entwicklungsteams bei der ENTSO-E. Im Herbst 2013 wurden drei von insgesamt vier betrieblichen Network Codes von der europäischen Regulatorenagentur (ACER) positiv beurteilt und der EU-Kommission für die Aufnahme ins Komitologieverfahren empfohlen. 2014 wird die Kommission die jeweiligen Verfahren eröffnen und möglicherweise Ende 2014 auch abschließen. Damit wäre eine konkrete Umsetzung ab 2015 realistisch. Projects of Common Interest (PCI) Das europäische Infrastrukturpaket (EIP) trat im Juni 2013 in Kraft. Die entsprechende EU-Verordnung beschreibt den europäischen Fahrplan für die Fertigstellung strategischer Projekte im Bereich Energienetze und Energiespeicher bis 2020 und sieht unter anderem eine Beschleunigung der Genehmigungsverfahren und neue Finanzierungsinstrumente für wichtige Leitungsprojekte vor. Im Oktober 2013 veröffentlichte die Europäische Kommission eine Liste von 250 Projekten (rund 140 Projekte im Bereich der Stromübertragung und -speicherung), die sie als „Projekte von gemeinsamem europäischem Interesse“ definiert. Sieben APG-Masterplanprojekte wurden von der EU-Kommission in den Rang eines „Projects of Common Interest“ erhoben.


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Lagebericht

Erneuerbare Energien und Ökostrom2) Die APG erbringt für die OeMAG (österreichische Abwicklungsstelle für Ökostrom) Dienstleistungen im Bereich Prognose-, sowie Fahrplan- und Zählwertmanagement. Diese konnten auch im Jahr 2013 unverändert erfolgreich abgewickelt werden. Eine besondere Herausforderung war dabei der enorme Anlagenzuwachs in der Ökobilanzgruppe während des abgelaufenen Jahres. Durch den extremen Ausbauboom bei den Photovoltaikanlagen stieg die Anzahl der geförderten Anlagen in diesem Bereich um 4.747 auf 15.809 an. Das entspricht einem Leistungszuwachs von rund 148 MWp. Damit sind per Jahresende in Summe rund 320 MWp an Photovoltaikleistung in der österreichischen Ökobilanzgruppe installiert. Auch im Bereich der Windkraft kam es mit 62 neuen Anlagen erneut zu einem sehr hohen Zuwachs von in Summe rund 248 MW. Die gesamte Windkraftleistung der Ökobilanzgruppe beläuft sich per Jahresende auf 1.556 MW. Im Bereich der Kleinwasserkraft kamen 86 Kraftwerksanlagen zur Ökobilanzgruppe hinzu. Dies entspricht einem Kapazitätszuwachs von rund 72 MW. Die Anzahl der Biomasseanlagen ist hingegen leicht rückläufig. In Summe stieg die installierte Leistung der Ökobilanzgruppe von 2.183 MW (13.514 Zählpunkte) im Jahr 2012 auf 2.651 MW (18.404 Zählpunkte) im Jahr 2013 an. Der Ökostrom-Ausbauboom wirkte sich auch auf die von APG im Namen und auf Rechnung der OeMAG abgewickelte Energiemenge entsprechend aus. So wurden über die Ökobilanzgruppe im Jahr 2013 rund 7.164 GWh an die Stromhändler der Regelzone APG zugewiesen. Dies entspricht im Vergleich zum Vorjahr einem Zuwachs von 16,2 %.

Rechtliche Rahmenbedingungen Genehmigungsverfahren Die Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu den Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur hat eine Neujustierung der EU-Infrastrukturpolitik im Strombereich bewirkt. Dies bringt auch Änderungen für das österreichische Genehmigungsregime mit sich. Die Verordnung befasst sich insbesondere mit der Identifizierung von Infrastrukturvorhaben gemeinsamen europäischen Interesses (Projects of Common Interest – PCI) zur Realisierung vorrangiger europäischer Infrastrukturkorridore. Am 15. Oktober 2013 hat die Europäische Kommission eine Unionsliste von Schlüsselinfrastrukturprojekten verabschiedet, welche, gegliedert in zwölf regionale Gruppen, auch sieben APG-Projekte enthält. Für diese PCI-Projekte ist ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren mit reduziertem Verwaltungsaufwand samt Vorrangstatus auf nationaler Ebene vorzusehen. Bis zum 16. November 2013 benannte jeder Mitgliedstaat eine zuständige nationale Behörde, die für die Erleichterung und Koordinierung des Genehmigungsverfahrens für Vorhaben von gemeinsamem Interesse verantwortlich ist. Im Bereich der Umweltverträglichkeitsprüfung unterliegt seit 26. Oktober 2012 ein Vorschlag der Europäischen Kommission für eine umfassende Änderung der UVP-Richtlinie (UVP-RL) 2011/92/EU dem innergemeinschaftlichen Gesetzgebungsprozess. Sobald auf Basis des aktuellen Kompromissvorschlags die finale UVP-RL in Kraft tritt, haben die europäischen Mitgliedstaaten zwei Jahre lang Zeit, um die Richtlinie in nationales Recht umzusetzen. Bis dahin kann unter dem rechtlichen Regime der alten Richtlinie zur Umweltverträglichkeitsprüfung eingereicht werden. Aus heutiger Sicht ist – auf Basis der zu erwartenden Endfassung - insofern keine gravierende Verschlechterung zu erwarten, als der österreichische Gesetzgeber bei der seinerzeitigen Umsetzung der UVP-RL in das UVP-G 2000 bereits ambitioniert agiert hat.

Quelle: Daten basieren auf Statistiken der APG-UBM-Gruppe Ökostrom und den Wechsel- und Stammdateninformationen der OeMAG.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Aufhebung der Tarifeverordnung Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung bzw. vormals die Systemnutzungstarife-Verordnung bestimmt die Grundsätze für die Ermittlung und die Zuordnung der Kosten die Kriterien für die Tarifbestimmung sowie die Tarife für die zur Netznutzung zu entrichtenden Entgelte. Die Verordnung wird jährlich von der Energie-Control-Kommission erlassen.

Regulatorische Rahmenbedingungen Tarifprüfung 2013 und neue Systemnutzungsentgelte ab 2014 Bei der Tarifprüfung 2013 konnten folgende wesentliche Eckpunkte fixiert werden: → Grundsätzlich fixierte Kapitalverzinsung in Höhe von

6,42 % vor Steuern bis zum Jahr 2017 Der österreichische Verfassungsgerichtshof (VfGH) hat die Systemnutzungstarife-Verordnungen (SNT-VO) der Jahre 2009, 2010 und 2011 zur Gänze aufgehoben (VfGH-Erkenntnis vom 27. September 2011, V 59/9). Es kam zu einer Erstreckung der Anlassfallwirkung auf alle beim VfGH anhängigen und ihm bekannten Verfahren, selbst wenn im Detail die einzelnen Verordnungen von den Gerichten noch nicht vorgelegt waren. Die APG ist von der Aufhebung im Großteil aller bei Gericht anhängigen Verfahren in Bezug auf Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke, Netzverlustentgelt und Systemdienstleistungsentgelt betroffen. Nach dem verfassungsgerichtlichen Erkenntnis wurden die Verfahren wieder aufgenommen und fortgesetzt. Auch hinsichtlich der Systemnutzungsentgelte-Verordnungen (SNE-VO 2012 und 2013) wurden neue Verfahren in Bezug auf Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke, Netzverlustentgelt und Systemdienstleistungsentgelt eingeleitet oder bestehende Verfahren ausgedehnt. Der VfGH hat das Netznutzungsentgelt für Pumpspeicherkraftwerke (VfGH-Erkenntnis vom 12. März 2012, V 63/2012) und das Netzverlustentgelt (VfGH-Erkenntnis vom 12. Oktober 2012, V 22/2012) als gesetzeskonform bestätigt. Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO 2012) wurde nun vom VfGH aufgehoben (VfGH-Erkenntnis vom 12. Dezember 2013, V 48/2013 und V 57/2013), die angefochtenen Bestimmungen der SNE-VO 2013 wurden gleichzeitig unter Verweis der ergänzenden Begriffsbestimmung der „Ausfallsreserve“ als Anteil der Sekundärregelung durch BGBl. I Nr. 174/2013 nicht aufgehoben.

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→ Akontierung der Kapitalkosten für die Investitionen

des genehmigten Netzentwicklungsplans analog der Vorgangsweise der Vorjahre Die Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2014 (SNE-VO 2014) wurde am 20. Dezember 2013 veröffentlicht. Die Tarifierungsbasis für die Brutto- und Nettotarife der APG sinkt unter anderem durch die kostenmindernde Berücksichtigung von internationalen Erlösen um 15 % auf 124,4 Mio. €. Die gesamte Tarifierungsbasis (inklusive der Ebene 3, der Verlustentgelte und der Systemdienstleistung) sinkt um 8,5 % auf 263,0 Mio. €. Die Entgelte für Pumpspeicher bleiben unverändert. Für den Bezug von Energie aus dem Netz für Zwecke der negativen Regelenergie werden ab 2014 Netznutzungsentgelte analog zu den Pumpspeichern eingehoben. Bei den Systemdienstleistungs- und Netzverlustentgelten kommt es durch höhere Erzeugungsmengen (insbesondere die gute Wasserführung) im Vorjahr zu Senkungen um 8,9 % beim Systemdienstleistungsentgelt und um durchschnittlich 9,5 % beim Netzverlustentgelt (Ebene 1 und Ebene 2). Abweichungen zu den tatsächlichen Beschaffungskosten des Jahres 2014 werden durch das Regulierungskonto aufgerollt und – analog zu Mengenabweichungen bei den Systemnutzungsentgelten – im Rahmen der Tarife des Jahres 2016 abgegolten.


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Wirtschaftliche Rahmenbedingungen Aufhebung der SNT-VO 2009-2011 und SNE-VO 2012 Aufgrund der Aufhebung der SNT-VO 2009-2011 (VfGH-Erkenntnis vom 27. September 2011, V 59/9) und SNE-VO 2012 (VfGH-Erkenntnis vom 12. Dezember 2013, V 48/2013 und V 57/2013) durch den Verfassungsgerichtshof wurden für die damit drohenden Tarifrückzahlungen an die Erzeuger bilanzielle Vorsorgen in Höhe der von den Klägern bezahlten Entgelte getroffen. Da bei Vorliegen rechtskräftiger Urteile und den daraus folgenden Rückzahlungen die APG von einer Abwicklung der Ausfälle über das Regulierungskonto ausgeht, wurde im Gegenzug ein entsprechender Aktivposten gebildet. Bestätigung der SNE-VO 2013 Aufgrund der Bestätigung der Bestimmungen der SNE-VO 2013 (VfGH-Erkenntnis vom 12. Dezember 2013, V 48/2013 und V 57/2013) durch den Verfassungsgerichtshof mussten für das Jahr 2013 keine Rückstellungen gebildet werden. Regulierungskonto Bei der in diesem Jahr erstmaligen Prüfung des Regulierungskontos durch die E-Control wurde die bilanzielle Darstellung aus dem Jahr 2012 bestätigt. In der Höhe der Beträge gab es keine Veränderungen. Zur erhöhten Transparenz und besseren Nachvollziehbarkeit wurde die bilanzielle Darstellung und Logik an die des Bescheides angepasst. ElWOG 2010 § 59 (8) Gemäß EIWOG 2010 § 59 (8) besteht die Möglichkeit, den Timelag (zeitlicher Verzögerungseffekt) in der Abgeltung durch die Systemnutzungsentgelte zu aktivieren bzw. die Verpflichtung zu passivieren. Nach der derzeitigen Sicht der Regulierung gilt der Zeitverzug in der Abgeltung für all jene Kostenpositionen, bei denen der Regulator die Kostenblöcke generell im Bescheid anerkannt hat. Bereits in der Vergangenheit wurde bei diesen Kostenpositionen bei Unterschreitung des im Bescheid zugestanden Wertes die Differenz passiviert. Aufgrund des § 59 (8) besteht nun das Wahlrecht bei Überschreitung des Wertes im Bescheid einen Aktivposten anzusetzen. Im Zuge dessen wurden 2013 die Engpassmanagement-, Ex-ante- und Netzentwicklungsplan (NEP)-Kosten berücksichtigt.

Konkurs Alpine Die Firma Alpine Bau GmbH brachte mit 19. Juni 2013 ihren Konkursantrag ein und damit auch den Rücktritt aller abgeschlossenen Verträge gemäß § 21 Insolvenzordnung. Dies betraf in der APG vor allem die Verträge der zwei Großprojekte „220-kV-Anlagenumbau Umspannwerk Bisamberg“ und „110-kV-Anlage bzw. Betriebsgebäude St. Andrä“. Zur Ermittlung des Fertigungsstandes zwecks Leistungsabgrenzung hinsichtlich der Konkursmasse wurden sämtliche laufende Projekte mit Vertretern des Masseverwalters evaluiert. Als Folge der Insolvenz wurden seitens der APG Neuvergaben gemäß Bundesvergabegesetz (Ausschreibungen an mind. drei Bieter bei Auftragswerten > 100.000 €) notwendig und durchgeführt. Weiters wurde durch diese Insolvenz unter anderem ein erheblicher Eigenaufwand für Aufarbeitung und Neuausschreibung der Projekte verzeichnet, außerdem wurden laufende Gewährleistungen für fertiggestellte Projekte gegenstandslos. Umsetzung der elektronischen Auftragsvergabe Die elektronische Auftragsvergabe verfolgt das Ziel der Steigerung von Nachhaltigkeit und Transparenz in der Abwicklung von Vergabeverfahren und ist gemäß einer EU-Richtlinie für öffentliche Auftraggeber und Sektorenauftraggeber verpflichtend bis 2016 umzusetzen. Die APG hat sich mit dieser Entwicklung bereits 2012 aktiv auseinandergesetzt und nach einem intensiven Evaluierungsund Auswahlprozess im Jahr 2013, die elektronische Ausschreibungsplattform „vemap“ erfolgreich implementiert. Diese wird seither laufend weiterentwickelt und um zusätzliche Funktionen (z. B. Vergabeassistent, Lieferantenmanagement) ergänzt. SEPA-Umstellung Mit Verordnung (EU) Nr. 260/2012 des Europäischen Parlaments vom 30. März 2012 wurden die Rahmenbedingungen für den Übergang auf den Einheitlichen EuroZahlungsverkehrsraum (SEPA) geschaffen, welcher seitens der EU-Kommission bis zum 1. August 2014 umgesetzt werden muss. APG stellte bereits im 1. Quartal 2013 erfolgreich auf SEPA-Zahlungen um.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Versorgungssicherheit und Netzbetrieb Transportierte Energiemenge Im Jahr 2013 wurden vom 220-/380-kV-Netz der APG insgesamt 43.137 GWh transportiert. Damit wurde über das 220-/380-kV-Netz von APG Energie im Ausmaß von etwa zwei Drittel des österreichischen Inlandsverbrauchs (rd. 68.000 GWh; Höchstlast rd. 10.000 MW) transportiert. Engpassmanagement Im Jahr 2013 verzeichnete die APG keine Versorgungsunterbrechungen und erfüllte ihren gesetzlichen Auftrag für einen sicheren Netzbetrieb trotz kritischer Netzsituationen und Störfällen ohne Einschränkungen. Im Zuge der Umstellung der Donauschiene (220-kV-Leitung vom Umspannwerk St. Peter bis zum Umspannwerk Dürnrohr) auf 380 kV musste 2013 erstmals die Bereithaltung eines thermischen Kraftwerks bestellt werden, um eine Redispatchmöglichkeit (thermische Mehr- bzw. Mindererzeugung) im Nordosten Österreichs zu gewährleisten. Am 29. Mai 2013 kam es im Umspannwerk (UW) St. Peter in Oberösterreich zu einem Brand aufgrund eines Konstruktionsfehlers in der Schaltanlage des neuen 380-/220-kV-Transformators. Dennoch konnte durch umfangreiche netztechnische Maßnahmen und den raschen Bau eines Provisoriums die Netzsicherheit gewährleistet und die starkstromwegerechtliche Kollaudierung der 380-kV-Donauschiene am 25. September 2013 erfolgreich abgeschlossen werden. Am 2. Juni 2013 zerstörte ein Murenabgang fünf Masten der 380-kV-Leitung Tauern–Lienz. Die Stromversorgung konnte durch Umsetzung umfangreicher netztechnischer Maßnahmen und die rasche Errichtung eines einsystemigen, anderthalb Kilometer langen 380-kV-Leitungsprovisoriums sichergestellt werden. Die Inbetriebnahme des instand gesetzten Leitungszugs erfolgte am 24. Oktober 2013.

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Im zweiten Halbjahr 2013 mussten umfangreiche und kostenintensive kraftwerksseitige Maßnahmen (Redispatch) umgesetzt werden, um den unzulässig hohen Belastungen der 380-kV-Leitung Slavetice (CZ)–Dürnrohr entgegenzuwirken. Ursachen dieser Überbelastung waren hohe Ökostromexporte aus Deutschland sowie hohe Stromimporte in Österreich aufgrund geringer thermischer und hydraulischer Erzeugung. Verlustenergiebeschaffung Die APG beschafft als zentraler Einkäufer die benötigte Netzverlustenergie für einen Großteil der Netzbetreiber in Österreich. Damit tritt das Unternehmen als Großeinkäufer auf dem europäischen Strommarkt auf und führt eigene marktbasierte Beschaffungsvorgänge zur Abdeckung der Netzverlustenergie durch. Verbleibende Fehlmengen werden täglich durch die APG auf Basis von Spothandelsgeschäften an den Strombörsen ausgeglichen. Durch ein zentrales APG-Ausgleichsenergiemanagement werden die teilnehmenden Netzbetreiber täglich mit den benötigten Energiemengen zur Abdeckung ihrer Netzverlustenergie beliefert. Im Jahr 2013 war die APG mit rund 2,85 TWh für die Beschaffung von rund 82 % der gesamten in Österreich benötigten Netzverlustenergie (3,5 TWh) verantwortlich. Aufgrund der erfolgreichen APG-Akquisitionsarbeit wird dieser Anteil 2014 auf 92 % ansteigen. Die Anzahl der an den Ausschreibungen teilnehmenden Anbieter konnte im Jahr 2013 auf 15 erhöht werden. Insgesamt konnte im Vergleich zu 2012, analog zu den Großhandelspreisen an der deutschen Börse EEX, ein Absinken der österreichischen Preise beobachtet werden. Darüber hinaus wurden Adaptierungen (z. B. Download der Ausschreibungsergebnisse) am Handelssystem der APG durchgeführt, welche die Stellung der APG als Serviceanbieter für den österreichischen Strommarkt weiter stärken.


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Regelenergiebeschaffung Nach der vollständigen Öffnung des nationalen Regelenergiemarktes im Jahr 2012 hat die APG 2013 Netzregelungsleistungen im Wert von 171,9 Mio. € beschafft. Diese Summe teilt sich in Kosten für Primärregelung (13,4 Mio. €), Sekundärregelung (124,4 Mio. €), Ausfallreserve (14,3 Mio. €), Tertiärregelung (15,0 Mio. €) und ungewollter Austausch (4,8 Mio. €) auf. Um dem Trend der Kostenerhöhungen im Bereich der Regelenergie entgegenzuwirken, setzt die APG zahlreiche Maßnahmen. So wurden 2013 zwei weitere Marktteilnehmer für die Ausschreibungen der Primär- und Sekundärregelung gewonnen. Zusätzlich werden aktuell die Präqualifikationsbedingungen für alle Regelenergiearten angepasst, um auch die Teilnahme von kleinen Stromerzeugern, Pools von Reserveeinheiten und industriellen Anlagen am Regelenergiemarkt zu erleichtern und die zukünftigen Vorgaben der neuen europäischen Network Codes vorwegzunehmen. Parallel dazu arbeitet die APG aktuell an der Einführung eines elektronischen Abrufs der Tertiärregelleistung (nach dem Vorbild der Merit-Order-List-Server in Deutschland), um die Mindestgebotsgröße in den Ausschreibungen zur Tertiärregelungsbeschaffung auf 5 MW zu reduzieren (aktuell mindestens 10 MW für das erste Angebot und mindestens 25 MW für jedes weitere). Die Umsetzung der oben genannten Maßnahmen ist für die erste Jahreshälfte 2014 vorgesehen.

Netzsicherheit und Netzausbau Die aktuellen Veränderungen im europäischen Stromsystem stellen den Netzbetrieb vor neue Herausforderungen und haben in Kombination mit dem dynamischer werdenden Strommarkt weitreichende Auswirkungen auf das Netz. Der forcierte Ausbau der Erzeugung aus erneuerbaren Energien führt zu räumlich veränderten Erzeugungsschwerpunkten und einem wesentlich volatileren Einspeiseverhalten. Für die Vermarktung des Stroms werden von den Marktakteuren immer kürzere Vorlaufzeiten an den Strombörsen gefordert, um kurzfristig Erzeugungsschwankungen vermarkten zu können. Dadurch ist ein stark steigender Intraday-Handel zu beobachten. Hohe Einspeisungen aus erneuerbaren Energien in Deutschland (Windkraft und Photovoltaik) und der Export des Stromüberangebots führen immer wieder zu Engpässen und kritischen Situationen an bestimmten Schwachstellen im österreichischen Übertragungsnetz. Die im Vergleich zur Vergangenheit steigenden Transportleistungen und die erhöhte Dynamik der Stromflüsse zeigen, dass ein sicherer Netzbetrieb immer anspruchsvoller wird. APG-Masterplan 2030 Der im November 2013 veröffentlichte Masterplan 2030 stellt die Grundlage für die strategische Langfristentwicklung des APG-Netzes dar. Aufbauend auf zukünftigen energiewirtschaftlichen Entwicklungsszenarien, definiert er die erforderlichen Ausbauschritte für das APG-Zielnetz 2030. Die Basis für die Ermittlung der untersuchten Masterszenarien waren umfassende Expertenanalysen (national und international) sowie ein breit angelegter Beteiligungsprozess, in dessen Rahmen alle energiewirtschaftlich relevanten Player mit einbezogen wurden. In allen analysierten Szenarien wurde die Robustheit des österreichischen 380-kV-Sicherheitsringkonzepts bestätigt. Der Masterplan 2030 steht im Internet als Download zur Verfügung: http://www.apg.at/de/netz/netzausbau/masterplan

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

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Netzentwicklungsplan Der Netzentwicklungsplan (NEP) ist eine gesetzliche Verpflichtung (gemäß ElWOG 2010 § 37) und basiert auf den langfristigen strategischen Planungen des Masterplans 2030, detaillierten Netzanalysen sowie den bei APG angefragten Netzanschluss- bzw. Netzverbundprojekten. Die APG teilt mittels NEP allen Marktteilnehmern mit, welche langfristig wichtigen Übertragungsinfrastrukturen im Netz der APG ausgebaut werden müssen. Der NEP enthält eine Auflistung bereits beschlossener Investitionen sowie Projekte, welche binnen der nächsten drei Jahre verpflichtend umzusetzen sind. Darüber hinaus ist im NEP die weitere Netzausbauplanung für die nächsten zehn Jahre dargestellt. Der NEP 2013 umfasst den Planungszeitraum 2014 bis 2023 und wurde von der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control Austria per Bescheid im Dezember 2013 genehmigt. Er umfasst in Summe 46 Netzausbauprojekte, wobei im Vergleich zum NEP des Vorjahres zehn neue Projekte zur Genehmigung eingereicht wurden. Notwendig sind demnach → neue Leitungen im Ausmaß von rd. 260 km und rd.

330 km Upgrades von bestehenden Leitungen (z. B. Auflegen zusätzlicher Systeme, Spannungsum stellung) sowie → der Neubau und die Erweiterung von rd. 25 Umspann-

werken mit ca. 190 neuen Schaltfeldern und rd. 50 neuen Transformatoren Projekt Salzburgleitung Die 380-kV-Salzburgleitung ist von wesentlicher Bedeutung für die Abstützung der regionalen Verteilernetze in Salzburg und Oberösterreich. Sie ist ein wichtiger Abschnitt des österreichischen 380-kV-Sicherheitsrings und ermöglicht den weiteren Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Österreich. Das Projekt wird als TEN-E-Projekt (Transeuropäische Energienetze) aus Mitteln der Europäischen Union gefördert. Die europäische Bedeutung wurde durch die Aufnahme in die Liste der europäischen PCI-Projekte untermauert.

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Beim ersten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung (vom Netzknoten St. Peter zum Umspannwerk Salzburg), welcher seit März 2011 im Erstausbauzustand im 220-kVBetrieb ist, erfolgt derzeit das bescheidgemäße Monitoring der Behördenauflagen in der Betriebsphase. Für den zweiten Abschnitt der 380-kV-Salzburgleitung (vom Netzknoten St. Peter zum Netzknoten Tauern) wurde gemeinsam mit dem Genehmigungsantrag und den technischen Einreichunterlagen im September 2012 die Umweltverträglichkeitserklärung (UVE) bei den beiden zuständigen UVP-Behörden in Oberösterreich und in Salzburg eingereicht. Die Veröffentlichung des behördlichen Ediktes zur Auflage der Projektunterlagen erfolgte am 28. Februar 2013 in Salzburg und am 15. März 2013 in Oberösterreich. Damit wurde auch offiziell das Umweltverträglichkeitsprüfungsverfahren (UVP) unter Beiziehung der Öffentlichkeit gestartet. Die öffentliche Auflage der Projektunterlagen durch die Behörden in allen Standortgemeinden in Salzburg und Oberösterreich sowie die Stellungnahmefrist zur Einbringung von Einwendungen erfolgte vom 20. März 2013 bis 15. Mai 2013. Insgesamt wurden ca. 1.200 Einzeleinwendungen eingebracht, wobei ein Großteil davon (ca. 90 %) aus standardisiert verfassten Einsprüchen besteht. Von den 41 Gemeinden im Projektgebiet brachten 14 Gemeinden eine Stellungnahme gegen das Projekt ein. Bis Ende 2013 wurden von den Behörden-Sachverständigen die Umweltverträglichkeitsgutachten erstellt sowie Stellungnahmen zu sämtlichen Einwendungen verfasst. Am 8. Jänner 2014 erfolgte die Veröffentlichung des UVP-Gutachtens per Edikt. Die mündliche UVP-Verhandlung wird laut Edikt vom 2. bis 5. Juni 2014 stattfinden. Mit dem Baubeginn kann aufgrund des zu erwartenden Verfahrensablaufs frühestens Ende 2015 gerechnet werden. Die Inbetriebnahme ist folglich für 2019 geplant.


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Projekt Deutschlandleitung Der massive Ausbau der erneuerbaren Energie im Norden Deutschlands führt zu einer Intensivierung des Energieaustausches zwischen Österreich und Deutschland. Dies führt – auch durch die Interaktion mit den österreichischen Pumpspeicherkraftwerken – zu steigenden Netzbelastungen an den 220-kV-Kuppelleitungen in St. Peter (deutsch-österreichische Staatsgrenze). Die Übertragungskapazitäten der 220-kV-Leitungen sind zeitweise stark ausgelastet und erfordern häufig Markteinschränkungen und ein kostenintensives Engpassmanagement. Durch den absehbaren weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa sind auch weiter steigende Leistungsflüsse auf den Leitungsverbindungen nach Deutschland zu erwarten. Der deutsche Netzbetreiber TenneT TSO und die APG planen deshalb bis 2017 einen 380-kV-Ersatzneubau vom Netzknoten St. Peter zu den nächsten leistungsstarken deutschen Netzknoten Isar und Ottenhofen. Damit soll eine zusätzliche leistungsstarke 380-kV-Netzverbindung zwischen Österreich und Deutschland geschaffen werden. Die APG ist für den rund drei Kilometer langen Leitungsabschnitt zwischen St. Peter und der Staatsgrenze verantwortlich. Mit der neuen Leitung soll das gemeinsame deutsch-österreichische Marktgebiet forciert und die Interaktion der Erneuerbaren mit den Pumpspeicherkraftwerken in Österreich ermöglicht werden. Aufgrund der positiven Effekte für die Integration der Erneuerbaren einerseits und der Marktintegration (Stichwort Market Coupling) andererseits wird das Projekt von der EU als TEN-E-Projekt gefördert und findet sich auf der Liste der PCI-Projekte wieder. Einbindung der Windkraft im Osten Österreichs Für Niederösterreich, das Burgenland und den Großraum Wien liegen aktuell Ausbaupläne für Windparks mit rd. 2.000 MW Einspeiseleistung vor. Bis 2017 ist mit einer Erhöhung der Windkraftleistung auf insgesamt rd. 3.500 MW zu rechnen. Da diese Leistungen (insbesondere im Burgenland und im Weinviertel) den lokal auftretenden Verbrauch teils um ein Vielfaches übersteigen, muss die erzeugte elektrische Energie in das APG-Netz eingespeist werden.

Aufgrund der lokalen Konzentration müssen neue Einspeisepunkte ins 380-kV-Netz der APG und 380-/110-kV-Übergabestellen zu den Verteilernetzen geschaffen werden. In den kommenden vier Jahren sind dafür umfangreiche Ausbauten der bestehenden 380-kV-Umspannwerke Zurndorf, Sarasdorf, Bisamberg und Dürnrohr vorgesehen. Zusätzlich soll im nördlichen Weinviertel bis 2017 ein 220-/110-kV-Einspeisepunkt für den niederösterreichischen Verteilnetzbetreiber, Netz Niederösterreich, errichtet werden. Weitere Projekte und Betriebsinvestitionen Neben den oben beschriebenen Großprojekten und Erweiterungsinvestitionen sind in den kommenden Jahren aufgrund steigender Anforderungen (z. B. an die Kurzschlussfestigkeit von Schaltanlagen) sowie altersbedingt Generalerneuerungen und Ersatzneubauten von Schaltanlagen bzw. 220-kV-Leitungen erforderlich. In Vorbereitung der nötigen Generalerneuerung wird etwa für die 220-kV-Leitung St. Peter–Hausruck–Ernsthofen der Ersatzneubau in einem Vorprojekt in den Jahren 2013 und 2014 untersucht und vorbereitet. Darüber hinaus sind für mehrere Leitungszüge – mit dem Ziel der Sicherstellung der Dauerbelastbarkeit der Leiterseile und der erforderlichen Bodenabstände auch bei hohen Umgebungstemperaturen im Sommer (Ertüchtigungen auf 80°C-Seilkurven) – vorgesehen. Dadurch können die Betriebssicherheit und die n-1-Reserven erhöht und der Umfang des Engpassmanagements reduziert werden. Die 80°-Ertüchtigungen sind zudem Voraussetzung für den Einsatz von Thermal Rating auf bestimmten hochbelasteten Leitungszügen. Unter Thermal Rating versteht man den an die Umgebungsbedingungen (Temperatur, Wind, Sonneneinstrahlung usw.) angepassten Betrieb von Freileitungen, der es ermöglicht – unter günstigen Verhältnissen (kühl und windig) –, die bestehende Leitungskapazität besser auszulasten.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

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Gesamtinvestitionsvolumen Das gesamte von APG geplante Investitionsvolumen inklusive Umspannwerke und Betriebsinvestitionen laut NEP 2013 beträgt für die nächsten zehn Jahre rund 2,6 Mrd. €. Da bei APG-Projekten die österreichische Wertschöpfung laut Studien der Technischen Universität Graz und des Industriewissenschaftlichen Instituts (IWI) bis zu 70 % beträgt, wirkt die Umsetzung der APG-Projekte nicht nur als wesentliche konjunkturbelebende Maßnahme, sondern sichert auch nachhaltig den österreichischen Wirtschaftsstandort. Je investierter Milliarde Euro werden laut erwähnter Studien rund 13.000 Arbeitsplätze in Österreich generiert. Internationales Inter TSO Compensation (ITC) ITC ist ein Kompensationsmechanismus für die mit grenzüberschreitenden Lieferungen von elektrischer Energie verbundenen Netznutzungskosten. Nach den Leitlinien der Europäischen Kommission für die ITC zum Ausgleich von internationalen Stromtransportkosten wurde im Rahmen der ENTSO-E ein multilateraler Vertrag zwischen den europäischen TSOs abgeschlossen. Gemäß den Leitlinien ist die Gesamthöhe für diesen europäischen Kostenausgleich mit 100 Mio. € gedeckelt. Die Regulatorenagentur ACER hat 2012 begonnen, die Höhe dieses Ausgleichstopfs zu überprüfen, und 2013 dazu eine Stellungnahme vorgelegt.Vorläufig konnte die Beibehaltung der 100 Mio. € erreicht werden, unter anderem gestützt durch eine Studie, welche APG mit Swissgrid vorgelegt hat. ACER kündigt in ihrer Stellungnahme eine zukünftige ,,große“ Lösung an, welche Regelungen für die Kapazitätsauktionen (speziell Methoden der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe), eine Kompensation für das verstärkte Auftreten von ,,Loop Flows“ und neue Regulierungen für transeuropäische Energieinfrastruktur beinhalten soll. Als Zeitrahmen für die erneute Evaluierung beziehungsweise Entwicklung der neuen Regelungen wurde 2013 bis Ende 2015 festgesetzt.

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Allokationsmanagement CAO, CASC, Regionen Mit dem Ziel der Vollendung des EU-Binnenmarktes bis 2014 wurden im Jahr 2006 als Zwischenschritt regionale Initiativen (regionale Märkte) gegründet. Hier arbeiten mehrere Nachbarländer und deren Regulierungsbehörden gemeinsam mit der EU-Kommission, Unternehmen und anderen Interessengruppen zusammen, um mögliche Hindernisse im Stromsektor zu beseitigen. Österreich ist aufgrund der EU-Verordnung 714/2009 in zwei Regionen, Central Eastern Europe (CEE) und Central Southern Europa (CSE), Mitglied und wurde von den zuständigen Ministern der Marktregion Central Western Europe (CWE) 2011 ebenfalls offiziell als Mitglied aufgenommen. In Südosteuropa ist die APG als Beobachter eingebunden. Ziel des 3. EU-Binnenmarktpakets ist die Schaffung eines einheitlichen Elektrizitätsmarkts mit einem europäischen Preiskopplungsmechanismus bis 2014, wobei die derzeitigen regionalen Märkte sukzessive in einen einzigen Strommarkt integriert werden sollen. Die APG an der Schnittstelle zwischen West- (CWE), Ost- (CEE) und Südeuropa (CSE) erfüllt hier eine wichtige Brückenfunktion im Zusammenwachsen dieser Märkte. In der Region CEE wurde das zentrale Auktionshaus Central Auction Office (CAO) zur koordinierten Vergabe von engpassbehafteten Grenzkapazitäten errichtet, an dem die APG 12,5 Prozent der Anteile hält. Dieses Auktionshaus bewirtschaftet zentral alle Grenzen im CEE-Raum und hat Mitte 2011 ein lastflussbasiertes Versteigerungssystem zur Marktreife gebracht. Die APG hält seit vier Jahren die Position des Aufsichtsratsvorsitzenden beim CAO. Für die Region CSE hat das Auktionshaus für die Region CWE, die Capacity Allocation Service Company (CASC), 2011 auch die Grenzkapazitätsauktionen für den CSERaum inklusive der Grenze Österreich-Schweiz übernommen. Dieses Auktionshaus, an dem die APG 8,33 % der Anteile hält, ist damit das erste regionenüberschreitende Auktionshaus für Transportkapazitäten in Europa. Bereits 2012 wurde die Entscheidung getroffen, einen Zusammenschluss der beiden Auktionshäuser CASC und CAO zu forcieren. 2013 wurde von den teilnehmenden TSOs ein Steering Committee benannt, welches nun ein konkretes Prozedere für die Zusammenlegung ausarbeiten soll.


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Lagebericht

TSO Security Cooperation Die „TSO Security Cooperation“ (TSC) ist eine Kooperation von zwölf europäischen Übertragungsnetzbetreibern. Sie haben sich zum Ziel gesetzt, die Sicherheit in den Höchstspannungsnetzen in Zentraleuropa weiter zu erhöhen. Im Jahr 2013 nahm das „TSC Joint Office“ in München seine Tätigkeit auf. Seine Aufgaben umfassen die Koordination der Ergebnisse aus der gemeinsamen Day-ahead- und Intraday-operativen Netzbetriebsplanung aller zwölf TSCPartner-TSOs, die Bedarfsanalyse und die Weiterentwicklung der TSC-IT-Umgebung sowie Steuerung der TSC-Software- und Systemlieferanten. Acht „TSC-Agents“ arbeiten in 24-Stunden-Schichten mit den „Operational Planners“ der TSOs zusammen und stimmen im kontinuierlichen Prozess das gemeinsame Netzmodell, die Netzsicherheitsanalyseergebnisse und Maßnahmen einschließlich des Kraftwerksredispatch miteinander ab. Die „TSC-Analysts“ führen umfangreiche Ex-post-Ergebnisanalysen durch und planen bzw. entwickeln die zukünftigen Lösungen für einen effizienten Betriebsplanungsprozess. Nach ersten Erfahrungen im Jahr 2013 wurde seitens der TSC-PartnerTSOs im November 2013 beschlossen, im Jahr 2014 das Joint Office in einer Gesellschaft mit beschränkter Haftung zu organisieren. Nach abgeschlossener Mitarbeiterausbildung und technischen Vorbereitungen begann auch in der APG-Steuerzentrale mit 30. September 2013 die operative Netzbetriebsplanung im 24/7-Schichtbetrieb. Angesichts der weiter zunehmenden Volatilität und Dynamik der erneuerbaren Erzeugung und des Strommarkts in Europa ist der TSCIntradayprozess bereits heute für den sicheren Netzbetrieb unverzichtbar. Im Jahr 2013 wurden auch Vorbereitungen für die Umsetzung der „D-2-Kapazitätsberechnung“ (zwei Tage im Voraus) an allen Grenzübergabestellen getroffen, wobei TSC einerseits diese Funktion vom Central Allocation Office und andererseits die Koordination mit den angrenzenden TSOs in Frankreich, Großbritannien und Italien übernehmen wird. Ein wichtiges Projekt, das 2013 vorbereitet wurde, ist die Entwicklung einer gemeinsamen TSC-Anwendung für die mittelfristige koordinierte Abschaltplanung aller TSC-TSOs.

NichtFinanzielle Leistungsindikatoren Integriertes Managementsystem Alle Standorte und Leitungen der APG sind nach EMASVerordnung (Europäisches Umweltmanagementsystem), ISO 14001 (Internationales Umweltmanagementsystem), ISO 9001 (Internationales Qualitätsmanagementsystem), OHSAS 18001 (Sicherheits- und Gesundheitsmanagementsystem) und ISO 27001 (Informationssicherheitsmanagement) zertifiziert. Vorteile der Anwendung und jährlichen externen Beurteilung des integrierten Managementsystems sind die kontinuierliche Verbesserung in allen Bereichen, Leistungs- und Effizienzsteigerung, erhöhte Rechtssicherheit, die Überprüfung der Anwendung der festgelegten Regelungen und eine Optimierung durch die externe Sicht der Auditoren. Auch 2013 wurden die Synergien des integrierten Managementsystems (IMS) wieder durch die gemeinsame Auditierung aller in der APG angewandten Normen optimal genutzt. Ein Team aus zwei Auditoren der Lloyd’s Register Quality Assurance (LRQA) und der Auditor der CIS – Certification & Information Security Services GmbH überprüften gemeinsam eine Woche lang das Managementsystem der APG nach den Normanforderungen. Im Rahmen dieses ersten Überwachungsaudits im Zertifizierungszyklus konnte festgestellt werden, dass ein stabiles integriertes Managementsystem aufrecht erhalten wird. Aufgaben und Verantwortlichkeiten sind geregelt, Prozesse und Abläufe gut dokumentiert. Die kontinuierliche Verbesserung konnte unter anderem anhand der Umsetzung der Maßnahmen aus den Audits der Vorjahre, der Tätigkeiten des Grid Analysis Teams und dem IMS-Programm, das im Nachhaltigkeitsbericht dargelegt ist, dargestellt werden. Die Zertifikate wurden daher für das Umwelt-, Qualitäts-, Sicherheits- und Gesundheitsmanagement sowie das Informationssicherheitsmanagement verlängert.

26


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Nachhaltigkeit in der APG Die APG ist für die sichere Stromversorgung aller Österreicher nicht nur heute, sondern auch in Zukunft verantwortlich. Dieser Herausforderung kommt die APG nicht nur vorausschauend und gewissenhaft nach, sondern sie achtet dabei auch auf eine nachhaltige Ausrichtung. In ihrem Unternehmensleitbild bekennt sich die APG zu den Grundsätzen nachhaltigen Handelns. Die klassischen drei Säulen der Nachhaltigkeit (Ökonomie, Ökologie und Soziales) bilden den Rahmen für die Initiativen der APG. Eine Unternehmenspolitik, die neben den ökonomischen Anforderungen zugleich die ökologischen Grenzen respektiert und soziale Ausgewogenheit anstrebt, ist dafür die Basis. 2011 wurde von der APG der erste eigene Nachhaltigkeitsbericht erstellt. Diese Publikation bietet der ��ffentlichkeit neben der generellen Unternehmensdarstellung und Projektberichten eine Sammlung von Daten und Kennzahlen für die Bereiche Wirtschaft, Umwelt und Soziales für das Berichtsjahr 2011. Im Jahr 2013 wurde auf der APG-Website eine Aktualisierung der Nachhaltigkeitsdaten 2012 veröffentlicht, die nur in Verbindung mit dem Bericht 2011 gilt. Diese Datenaktualisierung 2012 enthält zugleich die geprüfte Umwelterklärung nach EMAS III-VO.

Für eine transparente leistungs- und erfolgsorientierte Entlohnung sorgen standardisierte Gehaltssysteme für alle Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Eine unternehmensweite Definition von einheitlich strukturierten Stellenbeschreibungen in Verbindung mit der Festlegung einer Modellstellen-Sollstruktur je Organisationseinheit sorgen für Effektivität und Homogenität in der täglichen Personalarbeit. In Umsetzung der neuen Bestimmungen des Gleichbehandlungsgesetzes wurde 2013 erstmalig ein Einkommensbericht erstellt und an die Organe der Arbeitnehmerschaft übermittelt. Für die weitere Steigerung des Bekanntheitsgrades der Arbeitgebermarke APG wurden neue zielgruppenspezifische Maßnahmen gesetzt und bestehende Kooperationen intensiviert. 2013 wurde etwa ein Lehrlingsvideo produziert, welches zur Deckung des zukünftigen Bedarfs an Facharbeitern beitragen soll, die aus der eigenen Lehrlingsausbildung stammen. 2013 war hinsichtlich der weiteren Steigerung des Frauenanteils in der APG-Belegschaft ein erfolgreiches Jahr. Mittels gezielter Maßnahmen konnte im abgelaufenen Geschäftsjahr der Frauenanteil an den Neuaufnahmen auf ein Drittel erhöht werden.

Personal Die Fähigkeiten und der Einsatz unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter tragen wesentlich zur Weiterentwicklung der APG bei. Gezielte Personalentwicklungsprogramme sollen die Qualifikation des APG-Personals bei steigenden Anforderungen sicherstellen. Zur Bewältigung der Auswirkungen des demografischen Wandels bedarf es einer konsequenten und umsichtigen Personalplanung, die Klarheit über den zukünftigen Personalbestand und -bedarf schafft. Damit wird die personalwirtschaftliche Grundlage für zielgerichtete Handlungsoptionen generiert, womit Impulse für Entscheidungsszenarien gegeben werden können.

27

Im Bereich Aus- und Weiterbildung wird ein Schwerpunkt im technischen, insbesondere im netzbetrieblichen Weiterbildungssegment gesetzt. Durch spezifische Schulungen und Workshops kann die hohe Qualität des Netzbetriebs sichergestellt werden. Aufgrund der steigenden Vernetzung mit den europäischen Partnerunternehmen bildet die Pflege und Verbesserung der Fremdsprachenkenntnisse unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter einen weiteren Schwerpunkt.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Lagebericht

Forschung, Innovation und Umwelt Im Jahr 2013 bearbeitete die APG insgesamt 28 – teils mehrjährige – Forschungsprojekte. Sieben davon konnten 2013 abgeschlossen werden. Der F&I-Fokus der APG liegt vor allem in der anwendungsorientierten Forschung, bei welcher in Kooperation mit Wirtschaft und Wissenschaft technische Lösungen zu konkreten Aufgabenstellungen untersucht werden. Einen Schwerpunkt bildete die Entwicklung energiewirtschaftlicher Szenarien, welche die Auswirkungen neuer Energiesysteme auf die Netzinfrastruktur und den Markt analysieren. Diese bilden unter anderem die Basis für die APG-Netzplanung (Masterplan, Netzentwicklungsplan) und unterstützen die Planung des Stromübertragungssystems auf europäischer Ebene. Auch das Thema Smart Grid war Gegenstand der APG-Forschungsprojekte 2013. Teil des Projekts Active Demand Side Management (aDSM) war etwa die Entwicklung eines neuen Photovoltaik-Prognosetools, welches im täglichen Fahrplanmanagement für die Ökobilanzgruppe bereits in Anwendung ist.

Auch die Leitungsinstandhaltung wird vor neue Herausforderungen gestellt. Es wird immer schwieriger, gesicherte Leitungsabschaltungen für bevorstehende Inspektionen langfristig zu planen. Deshalb setzt die APG seit August 2012 auch einen UAV (Unmanned Aerial Vehicle/Multikopter) ein. Mit einer integrierten Kamera macht das Gerät Luftaufnahmen von Freileitungen und Umspannwerken, anhand derer der Zustand der Anlagen bewertet wird, ohne dafür Abschaltungen vornehmen zu müssen. Auch an den technologischen Grundlagen für internationale Kooperationen im Bereich der Netzsicherheit wird gearbeitet. So sind innovative Tools wie das Echtzeit-Alarmierungs- und Informationssystem RAAS (Realtime Awareness and Alarm System) und das Daten-Analyse-Instrument CTDS (Common Tool for Data Acquisition and Security Analysis), die von allen TSC-Mitgliedern genutzt werden, die Grundlage für die TSO Security Cooperation (weitere Informationen im APG-Forschungsbericht unter www.apg.at).

In der Systemführung sieht sich die APG zunehmend mit kritischen Lastflusssituationen und dem Erreichen der Stabilitätsgrenzen in ihrem Netz konfrontiert. Zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit werden daher laufend neue Monitoringsysteme wie Thermal Rating, Eiswalzenmonitoring oder das Wide Area Measurement entwickelt, welche teilweise bereits im Produktivbetrieb sind.

28


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Finanzielle Leistungsindikatoren Ertragslage IN TSD. €

2013

2012

573.713,6

536.430,1

Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT)

68.683,2

43.017,7

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (EGT)

50.272,3

19.683,0

Jahresüberschuss

37.661,8

15.570,5

Bilanzgewinn

10.374,5

0,0

1.089.183,0

1.068.600,4

16,1 %

6,6 %

4,8 %

3,5 %

Umsatzerlöse

durchschnittlich eingesetztes Kapital Eigenkapitalrentabilität (ROE) Gesamtkapitalrentabilität (ROI) ROCE Umsatzrentabilität (ROS)

4,7 %

3,0 %

12,0 %

8,0 %

Die Umsatzerlöse der APG stiegen im Vergleich zum vergangenen Jahr um 37,3 Mio. € auf 573,7 Mio. €. Die im Jahr 2012 gebildete Rückstellung für die mögliche Aufhebung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung (SNE-VO) 2012 wurde neu bewertet und zum Großteil aufgelöst. Aufgrund der vergangenen, bestätigenden VfGH-Erkenntnisse zum Netzverlustentgelt, Netznutzungsentgelt für PSKW sowie aufgrund der Bestätigung des Systemdienstleistungsentgelts unter Zugrundelegung der SNE-VO 2013 bedarf es keiner weiteren Vorsorgen. Die zuvor genannte Rückstellungsauflösung sowie die gestiegenen Systemdienstleistungserlöse aufgrund eines höheren Tarifes waren die Hauptgründe für die Umsatzerlössteigerung. Im Strombezug kann der gestiegene Regelenergieaufwand sowie der höhere Aufwand für Engpassmanagement durch den gesunkenen Aufwand für Verlustenergiebeschaffung teilweise kompensiert werden.

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Der Personalaufwand ist gegenüber dem vergangenen Jahr um 2,3 Mio. € auf 54,5 Mio. € gesunken. Dieser Rückgang ist im Wesentlichen auf einen gesunkenen Aufwand für das Sozialkapital zurückzuführen. Die versicherungsmathematischen Verluste aufgrund der Zinssatzsenkung im Sozialkapital von 4 % auf 3,5 % im Jahr 2013 sind geringer ausgefallen als die negativen Effekte im Sozialkapital im Jahr 2012. Der sonstige betriebliche Aufwand stieg im Jahr 2013 von 62,8 Mio. € um 4,8 Mio. € auf 67,6 Mio. €. Dieser Anstieg ist im Wesentlichen mit der Nachdotierung der Tarifvorsorge für Auktionserlöse aufgrund der Senkung des Diskontierungssatzes sowie dem zusätzlichen Aufwand für außerordentliche Schäden im Jahr 2013 begründet. Das Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT) beträgt 68,7 Mio. € und ist im Vergleich zum vergangenen Jahr um 25,7 Mio. € gestiegen. Wesentlicher Effekt war die Steigerung der Umsatzerlöse, die die Erhöhung der Kosten für Regelenergieaufwand und den sonstigen betrieblichen Aufwand kompensierte. Durch die Senkung des Zinssatzes konnten die Zinsaufwendungen um 4,9 Mio. € gesenkt werden. Damit und mit der Erhöhung des EBIT stieg das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit (EGT) um 30,6 Mio. € auf 50,3 Mio. €. Der Jahresüberschuss beläuft sich auf 37,7 Mio. € und liegt damit um 22,1 Mio. € über dem des vergangenen Jahres. Im Bilanzgewinn verbleibt ein Betrag in Höhe von 10,4 Mio. €, der 2014 zur Ausschüttung gelangt.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Lagebericht

Vermögenslage IN TSD. €

Finanzlage 2013

2012

Anlagevermögen

1.187.113,2

1.155.153,9

Umlaufvermögen

260.060,3

262.989,8

-522.147,1

-210.036,9

772.044,7

925.245,1

Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit

Nettoumlaufvermögen (Working Capital) Nettoverschuldung (net debt) 1)

Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit

Eigenkapital

312.967,8

274.284,7

Finanzergebnis

Kurzfristige Schulden

635.031,9

285.541,3

Gearing (Nettoverschuldungsgrad)

Kurzfristiges Vermögen

112.884,8

76.023,6

24,0 %

21,8 %

Eigenkapitalquote

Im Anlagevermögen ist ein Nettozugang in der Höhe von 32,0 Mio. € auf 1.187,1 Mio. € zu verzeichnen, da die Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen in Höhe von 104,9 Mio. € die Abschreibungen deutlich überstiegen haben. Die Forderungen sind von 257,5 Mio. € auf 248,0 Mio. € gesunken – im Wesentlichen durch die Auflösung von Aktivposten, die zur Abdeckung der Unterdeckungen in Bezug auf die Netzverluste und Sekundärregelung sowie als Gegenposition zur Rückstellung zur SNE-VO gebildet wurden. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sind um 6,6 Mio. € von 562,9 Mio. € auf 569,6 Mio. € gestiegen. Dagegen stiegen die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen um 5,3 Mio. € auf 14,5 Mio. €. Die Verbindlichkeiten insgesamt stiegen um 126,7 Mio. € auf 709,0 Mio. €. Die kurzfristigen Schulden stiegen um 349,4 Mio. €. auf 635,0 Mio. €. Durch die Umstellung der Finanzierung im Zuge des Unbundlings wurde ein langfristiger Kredit in Höhe von 250,0 Mio. € vorläufig auf kurzfristig umgestellt. Durch die Umstellung der Tarifvorsorgen von langauf kurzfristig und die Neubildung kurzfristiger Tarifrückstellungen erhöhten sich die kurzfristigen Schulden um 85,0 Mio. €.

1)

IN TSD. €

Fiktive Schuldentilgungsdauer

2013

2012

97.924,0

129.070,04

-117.043,0

-138.314,0

26.150,0

10.992,3

-14.575,4

-18.642,4

220,1 %

295,8 %

n.a.

8,5 Jahre

Das Finanzergebnis verbesserte sich um 4,1 Mio. € auf -14,6 Mio. € gegenüber dem vergangenen Jahr. Dies ist insbesondere auf eine Reduktion der Zinssätze im Jahr 2013 zurückzuführen. Die Reduktion des Nettoverschuldungsgrades von 295,8 % auf 220,1 % ist im Wesentlichen auf die Reduktion der verzinslichen Rückstellungen begründet. Die Geldflüsse des Geschäftsjahres sind nachfolgend in einer separaten Aufstellung dargestellt. Im Jahr 2013 stellt die fiktive Schuldentilgungsdauer gem. § 24 URG eine Sonderposition dar, da sie negativ ausfällt. Die Begründung liegt im geänderten bilanziellen Ansatz der 2012 gebildeten regulatorischen Tarifvorsorgen. Bis 2012 wurden sie als langfristige verzinsliche Rückstellungen ausgewiesen, ab 2013 als kurzfristige unverzinsliche Verbindlichkeit. Neu gebildete Tarifvorsorgen werden als kurzfristige, unverzinsliche Verbindlichkeitsrückstellung bilanziert. Zusätzlich wird 2014 mit der Verwendung der SNT- und SNE-VO-Rückstellung (Rückzahlung) gerechnet. Die gebildeten Rückstellungen sind somit im Jahresabschluss 2013 als kurzfristig anzusehen. Die Kennzahl ist somit 2013 nicht aussagekräftig. Dieser Mittelabfluss verursacht einen negativen Cashflow aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.

Die Kennzahl wurde überarbeitet, und die Vorjahreszahlen wurden angepasst.

30


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Geldflussrechnung1) IN TSD. € Erläuterung

2013

2012

Jahresüberschuss

37.661,8

15.570,5

Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen

70.369,5

66.041,1

-227,0

-254,8

Ergebnis aus dem Abgang von Anlagen Veränderung der langfristigen Rückstellungen und der latenten Steuerschulden

-170.048,0

44.067,9

Veränderung der langfristigen Verbindlichkeiten

72.693,9

0

Veränderung der langfristigen sonstigen Forderungen und Vermögensgegenstände und der aktiven latenten Steuern

41.645,5

0

-11.325,5

1.870,6

-7.222,4

-927,8

-62,2

-63,8

-30.252,7

-118.884,9

Erträge aus der Auflösung von Baukostenbeiträgen u. Investitionszuschüssen Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen Veränderung der Vorräte Veränderung der Leistungsforderungen sowie der sonstigen Forderungen

2)

56.603,6

6.743,0

38.087,5

114.908,2

97.924,0

129.070,0

Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen

-119.852,7

-142.001,7

Abgänge von immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen

2.194,7

2.855,2

0,0

-14,0

Veränderung der Leistungsverbindlichkeiten sowie der sonstigen Verbindlichkeiten

3)

Veränderung der kurzfristigen Rückstellungen und der laufenden Steuerschulden Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit

(1)

Investitionen in Finanzanlagen Abgänge von Finanzanlagen Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit

(2)

Erhaltene Baukostenbeiträge und Zuschüsse Abgänge Baukostenbeiträge und Zuschüsse

615,0

846,4

-117.043,0

-138.314,0

22.875,2

22.117,0

2.825,2

-6,3

Ein- bzw. Auszahlungen aus der Zu- bzw. Abnahme der Konzernfinanzierungen

-20.902,8

-20.902,8

Ein- bzw. Auszahlungen aus der Zu- bzw. Abnahme der Konzernclearingsalden

21.352,4

10.256,2

0,0

-471,8

26.150,0

10.992,3

Abgeführter Gewinn Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit

(3)

Veränderung liquide Mittel

7.031,0

1.748,3

Liquide Mittel per 01.01.

4.362,3

2.614,0

Liquide Mittel per 31.12.

11.393,3

4.362,3

Die Geldflussrechnung wurde 2013 einer Überarbeitung unterzogen, und die Vorjahreswerte wurden angepasst. inklusive aktive Rechnungsabgrenzungsposten 3) inklusive passive Rechnungsabgrenzungsposten 1)

2)

31


AUSTRIAN POWER GRID AG

Lagebericht

(1) zu Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit Der Netto-Geldfluss aus der operativen Tätigkeit wird nach der indirekten Methode ermittelt und sank gegenüber dem Vorjahr um 31,1 Mio. € auf 97,9 Mio. €. Die wesentlichen Positionsverschiebungen resultieren aus der Änderung des bilanziellen Ansatzes für regulatorische Tarifvorsorgen. Bisher wurden sie im Jahr der Bildung als langfristige, abgezinste Rückstellungen angesetzt. Ab 2013 werden neu gebildete Posten als kurzfristige, nicht abgezinste Verbindlichkeitsrückstellung angesetzt und im Folgejahr mit Feststellung im Bescheid des Regulators in eine Verbindlichkeit umgebucht. Weiters wurde 2013 erstmalig die Berechnung des Regulierungskontos nach ElWOG 2010 § 50 Abs. 1 und 7 mittels Bescheid festgestellt. Durch die saldierte Darstellung des Regulators ergab sich ein geänderter Ansatz, der zu Verschiebungen zwischen aktivem und passivem Ansatz führte. Die langfristigen Rückstellungen sanken vor allem aufgrund der geänderten Bilanzierungsansätze und Berechnungen um 106,1 Mio. €. Weiters wurde die Rückstellung für die Vorsorge für strittige Systemdienstleistungen des Jahres 2012 (SNE-VO) um 65,0 Mio. € auf 4,0 Mio. € reduziert, da trotz aller Zahlungsvorbehalte tatsächlich nur zwei Klagen eingegangen sind. Die langfristigen sonstigen Verbindlichkeiten stiegen im Wesentlichen aus den oben angeführten Gründen um 72,7 Mio. €. Die kurzfristigen sonstigen Verbindlichkeiten stiegen um 45,6 Mio. €. Zusätzlich wurde heuer bereits für 2014 eine regulatorische Verbindlichkeit in Höhe von 4,5 Mio. € für die Unterauslastung der Investitionen gebildet. Durch die Möglichkeit, nach ElWOG 2010 § 59 Abs. 8 zusätzliche regulatorische Vermögensgegenstände zu bilden, stiegen die sonstigen Forderungen auf 40,0 Mio. €. Zur übersichtlicheren Darstellung wurde diese Position aus den Veränderungen der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ausgegliedert und als eigene Position angesetzt. Zusätzlich stiegen die aktiven latenten Steuern um 1,6 Mio. €.

Die unbaren Baukostenbeiträge stiegen größtenteils durch die Auflösung von Erlösabgrenzungen. Die Erhöhung der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie der sonstigen Forderungen ist hauptsächlich auf die Erhöhung des regulatorischen Vermögenswertes um 24,6 Mio. € zurückzuführen. Durch den geänderten Bilanzierungsansatz bei den Tarifvorsorgen stiegen die sonstigen Verbindlichkeiten um 43,3 Mio. €. Die Verbindlichkeiten zu Konzernunternehmen stiegen wegen des erhöhten Bedarfes an Sekundärregelung und Engpassmanagement um 10,3 Mio. €. Die kurzfristigen Rückstellungen stiegen durch die heurige Bildung des Regulierungskontos nach ElWOG 2010 § 50 Abs. 1 in Höhe von 32,1 Mio. €. (2) zu Netto-Geldfluss aus Investitionstätigkeit Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit für immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen belief sich auf 119,9 Mio. €. Die wesentlichen Investitionen betrafen die Umstellung der Donauschiene auf 380-kV-Betrieb, die Errichtung des 3. und 4. Systems der 380-kV-Leitung Dürnrohr–Sarasdorf, die Investition für die Umspannwerke Zell–Ziller und die Vorarbeiten zur Errichtung der 380-kV-Leitung Tauern–Pongau–Salzach–St. Peter. Unter Berücksichtigung des Abganges von immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen ergab sich im Investitionsbereich ein Mittelbedarf in Höhe von 117,0 Mio. €. (3) zu Netto-Geldfluss aus Finanzierungstätigkeit An erhaltenen Baukostenbeiträgen und Investitionszuschüssen flossen 25,7 Mio. € zu, die vor allem die Errichtung der Umspannwerke Zurndorf und Greuth sowie den zusätzlichen Umspanner für Sarasdorf betrafen. Der zusätzliche Mittelbedarf aufgrund der Investitionstätigkeit wurde über kurzfristige Konzernfinanzierung aufgebracht.

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Chancen- und Risikomanagement

Um Risiken gering zu halten, werden unter anderem folgende Maßnahmen getroffen:

Chancen und Risiken sind Bestandteil jeder unternehmerischen Tätigkeit. Das frühzeitige Erkennen und die sachgerechte Bewertung dieser sind daher integrale Bestandteile der Planung, Unternehmensführung und aller geschäftlichen Entscheidungsprozesse. Unter Risiko wird eine mögliche negative Abweichung von geplanten Unternehmenszielen verstanden. Bei der Bewertung und der Steuerung von Risiken werden auch die damit verbundenen Chancen in Betracht gezogen.

Anlagen- und Betriebsrisiken → Vorantreiben des 380-kV-Netzausbaus → Beübung des Katastrophenkonzepts und laufende

Schulung der Mitarbeiter für Störfall- und Krisen situationen → TSC-TSO Security Cooperation Projektrisiken → Erstellung eines Netzentwicklungsplanes für den

Das Chancen- und Risikomanagement der APG orientiert sich am Rahmenwerk des Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission – Enterprise Risk Management (COSO- ERM). Das COSO- ERM-Rahmenwerk besteht aus den Komponenten internes Umfeld, Zielfestlegung, Risikomanagementprozess, Kontrollaktivitäten (internes Kontrollsystem), Information und Kommunikation sowie Überwachung. Der Risikomanagementprozess der APG setzt sich aus den Einzelschritten Identifikation, Analyse, Bewertung, Steuerung (Durchführung von Maßnahmen) und Reporting zusammen. Die Aktualisierung bzw. Neubewertung sowie die Berichterstattung erfolgen quartalsweise. Als wesentliche Risiken der APG werden vor allem Ausfälle des Übertragungsnetzes und der Kommunikations- und Steuerungssysteme, Verzögerungen beim 380-kV-Netzausbau sowie Umweltkatastrophen mit Zerstörung von Teilen des Netzes angesehen. Finanzielle und betriebliche Risiken werden ebenso wie Compliance- und rechtliche Risiken, regulatorische Risiken und Risiken im Bereich der Energiebeschaffung und des Marktes einem Monitoring und einer Bewertung unterzogen.

33

Zeitraum von zehn Jahren → Durchführung von Projektcontrolling → Betreiben von Anti-Claim-Management

Finanzielle Risiken → Erarbeiten einer langfristigen Finanzierungsstrategie → Planung der Liquidität bzw. Cash-Management → Preisrisiko: Die Tarife werden nach der jährlichen Kostenprüfung durch den Regulator in der jeweilig gültigen SNE-VO festgesetzt → Währungsrisiko: Ist durch einheitliche Währung nicht gegeben → Ausfallsrisiko: Für nicht erbrachte Zahlungen werden Wertberichtigungen gebildet → Liquiditätsrisiko: Gemäß Schnittstellenvertrag hat sich VERBUND verpflichtet, APG mit ausreichend Kapital auszustatten Risiken aus Sicherungsgeschäften → Zur Beschaffung der Netzverluste werden Stromfor wards bis zu zwei Jahre in die Zukunft gekauft. Aufgrund des abgestimmten Beschaffungsprozesses mit der Regulierungsbehörde (ECA) besteht kein Preisrisiko. APG nimmt die „Own Use“-Regelung in Anspruch.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Lagebericht

Marktrisiken → Durchführung eines strikten Risikomanagements im Rahmen der Energiebeschaffung → Überprüfung der Bonität, Vergabe von Kreditlimits und Überwachung von deren Einhaltung → Entwicklung von Lieferanten und Erhöhung der Bietervielfalt Regulatorische Risiken → Kostencontrolling zur Sicherstellung der

Kostenanerkennung → Beauftragung unabhängiger Experten für

Gutachtenerstellung → Kooperation mit nationalen und internationalen

Interessenvertretungen, Verbänden und Behörden Compliance-Risiken → Monitoring der rechtlichen Entwicklung → Implementierung eines Verhaltenskodex,

klare Regelwerke und Prozessdarstellungen → Durchführung von Mitarbeiter-Schulungen,

insbesondere in Bezug auf Anti-Korruption und Independent Transmission Operator (ITO) Rechtliche Risiken → Kooperation mit nationalen und internationalen Interessenvertretungen, Verbänden und Behörden → Rechtsberatung durch externe Experten Personalrisiken → Schulung von Führungskräften und Mitarbeitern → Sicherstellung der Nachfolgeplanung und Mitarbeiter entwicklung → Förderung von Gesundheits- und Sicherheits programmen

Ausblick 2014 Die langfristige und nachhaltige Umstellung des europäischen Stromversorgungssystems auf erneuerbare Energieträger wird auch 2014 und darüber hinaus der bestimmende Faktor in der europäischen Stromwirtschaft bleiben. In ihrer Energy Roadmap 2050 hat die Europäische Kommission bekräftigt, auch weiterhin zu ihren ehrgeizigen Klimaschutz- und damit zu ihren Ökoenergie-Ausbauzielen zu stehen. Die APG als Übertragungsnetzbetreiber wird es also weiterhin mit einer sich rasch verändernden Erzeugungsstruktur zu tun haben, die aufgrund der Verlagerung der Erzeugungsschwerpunkte und der steigenden Volatilität in der Einspeisung eine völlige Veränderung der Lastflüsse mit sich bringen wird. Ein weiterer Treiber der Entwicklungen wird die zunehmende Dynamisierung des europäischen Strommarkts sein. Der grenzüberschreitende Stromhandel wird nicht nur in seinem Volumen weiter zunehmen, Stromhandelsgeschäfte werden immer kurzfristiger werden und besonders den Netzbetreibern immer mehr Flexibilität abverlangen. Was die notwendigen Veränderungen der Rahmenbedingungen anbelangt, bleiben die Aufgaben damit also dieselben: → Die Vereinheitlichung der rechtlichen Rahmen-

bedingungen auf europäischer Ebene muss weiter vorangetrieben werden. Mit der aktuell laufenden Ausarbeitung der Network Codes sind die europäischen Netzbetreiber hier bereits auf einem guten Weg.

→ Die notwendigen Veränderungen im Bereich der Netz-

infrastruktur erfordern eine Adaption der Tarifmodelle, die den veränderten Anforderungen der Übertragungs netzbetreiber Rechnung tragen.

34


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Lagebericht

Bericht über Zweigniederlassungen

→ Die nationalen Genehmigungsregime müssen der

wachsenden Dynamik des europäischen Strommarkts Rechnung tragen. Genehmigungsverfahren für zentrale Leitungsbauprojekte müssen vereinfacht und damit beschleunigt werden, denn nur so kann der rasche Um bau der europäischen Erzeugungsstruktur und die starke Zunahme an Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bewältigt werden. Derzeit sind keine weiteren Rechtsfälle aus dem Titel SNE-VO für 2014 absehbar. Ohne weitere Belastungen durch Rechtsfälle zeichnet sich damit für 2014 eine stabile Umsatz- und Ergebnissituation ab.

Im Geschäftsjahr 2013 gab es keine Zweigniederlassungen. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Seit dem Bilanzstichtag sind keine Ereignisse eingetreten, die eine gesonderte Beschreibung innerhalb des Lageberichts erforderlich machen.

Wien, am 30. Jänner 2014 Der Vorstand Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h. Mag. Thomas Karall e.h. DI Mag.(FH) Gerhard Christiner e.h.

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AUSTRIAN POWER GRID AG

JAHRESABSCHLUSS

Bilanz zum 31.12.2013 AKTIVA

Anhang

2013 in €

2012 in Tsd. €

A. Anlagevermögen I.

(1)

7.287.100

7.816,9

II. Sachanlagen

Immaterielle Vermögensgegenstände

(2)

1.168.411.854

1.135.375,2

III. Finanzanlagen

(3)

11.414.211

11.961,8

1.187.113.165

1.155.153,9

713.998

651,8

713.998

651,8

59.604.223

57.156,8

B. Umlaufvermögen I. Vorräte

(4)

1 . Hilfs- und Betriebsstoffe

II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

(5)

1 . Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

2 . Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen

3 . Forderungen gegenüber Unternehmen, mit denen ein

3.255.959

1.523,6

12.892.840

11.154,1

172.199.989

187.622,0

247.953.011

257.456,5

Beteiligungsverhältnis besteht

4 . sonstige Forderungen und Vermögensgegenstände

III. Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten

11.393.253

4.881,5

11.393.253

4.881,5

15.938.416

17.553,5

(6)

c. Rechnungsabgrenzungsposten 1 . latente Steuern 2 . sonstige

36

3.200

217,4

15.941.616

17.770,9

1.463.115.043

1.435.914,6


GESCHÄFTSBERICHT 2013

JAHRESABSCHLUSS

passiva

Anhang

2013 in €

2012 in Tsd. €

70.000,0

A. Eigenkapital I. Grundkapital

(7)

70.000.000

II. Kapitalrücklagen

(8)

15.383.543

15.383,5

III. Gewinnrücklagen

(9)

217.209.769

188.901,2

IV. Bilanzgewinn

(10)

0,0 274.284,7

50.022.877

50.977,8

(11)

B. Unversteuerte Rücklagen 1 . Bewertungsreserve aufgrund von

10.374.503 312.967.815

Sonderabschreibungen

2 . sonstige unversteuerte Rücklagen

289.764

356,2

50.312.641

51.334,0

21.525.114

22.636,0

(12)

c. Rückstellungen 1 . Rückstellungen für Abfertigungen 2 . Rückstellungen für Pensionen 3 . sonstige Rückstellungen

65.862.722

63.393,3

213.781.435

365.681,2

301.169.271

451.710,5

(13)

D. Verbindlichkeiten 1 . Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 2 . erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen 3 . Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

0

519,2

340.000

880,0

14.532.059

9.197,1

4 . Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen

569.558.819

562.944,9

5 . sonstige Verbindlichkeiten

124.615.391

8.833,4

709.046.269

582.374,6

1 . Baukostenbeiträge

71.955.157

61.534,8

2 . sonstige

17.663.891

14.676,0

89.619.048

76.210,8

1.463.115.043

1.435.914,6

davon aus Steuern 5.259.778,54 EUR (Vorjahr: 7.551,6 Tsd. €) davon im Rahmen der sozialen Sicherheit 792.663,16 EUR (Vorjahr: 756,2 Tsd. €)

(14)

E. Rechnungsabgrenzungsposten

37


AUSTRIAN POWER GRID AG

Jahresabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr 2013

1 . Umsatzerlöse

Anhang

2013 in €

2012 in Tsd. €

(15)

573.713.604

536.430,1

9.094.502

8.408,7

281.034

290,8

2 . andere aktivierte Eigenleistungen 3 . sonstige betriebliche Erträge

a. Erträge aus dem Abgang vom und der Zuschreibung zum Anlagevermögen mit Ausnahme der Finanzanlagen

b. Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen

(16)

1.391.165

-85,0

7.866.783

5.042,9

9.538.982

5.248,7

4 . Betriebsleistung (Zwischensumme aus z 1 bis 3)

592.347.088

550.087,5

5 . Aufwendungen für Strombezug und sonstige bezogene

-334.991.834

-326.116,4

c. übrige

Herstellungs- und Dienstleistungen

6 . Personalaufwand

(17)

a. Löhne

-332.891

-303,8

-37.911.888

-36.557,2

b. Gehälter

c. Aufwendungen für Abfertigungen

-1.287.585

-2.670,2

d. Aufwendungen für Altersversorgung

-5.733.278

-8.592,2

-8.687.493

-8.154,8

e. Aufwendungen für gesetzlich vorgeschriebene Sozialabgaben sowie vom Entgelt abhängige Abgaben und Pflichtbeiträge

f. sonstige Sozialaufwendungen

7. Abschreibungen

(18)

8 . sonstige betriebliche Aufwendungen

(19)

a. Steuern, soweit sie nicht unter Z 19 fallen

b. übrige

9. Betriebserfolg (Zwischensumme aus Z 4 bis 8)

38

-558.616

-567,9

-54.511.751

-56.846,1

-70.369.471

-66.041,1

-227.142

-463,4

-67.399.274

-62.295,2

-67.626.416

-62.758,6

64.847.616

38.325,3


GESCHÄFTSBERICHT 2013

JAHRESABSCHLUSS

Anhang

10 . Erträge aus Beteiligungen, davon aus verbundenen

14 . Aufwendungen aus Finanzanlagen und aus Wertpapieren

50

20,2

3.097.889

3.816,5

67.382

14,6

0

-5,8

-18.410.942

-23.334,7

-14.575.364

-18.642,4

50.272.252

19.682,9

-12.610.497

-4.112,5

37.661.755

15.570,4

1.021.347

983,4

-28.308.599

-16.082,0

0

-471,8

10.374.503

0,0

des Umlaufvermögens

15 . Zinsen und ähnliche Aufwendungen, davon betreffend verbundene

846,8

Unternehmen 10.708,81 EUR (Vorjahr: 25,0 Tsd. €)

13 . Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen

670.257

des Finanzanlagevermögens

12 . sonstige Zinsen und ähnliche Erträge, davon aus verbundenen

2012 in Tsd. €

Unternehmen 374.502,55 EUR (Vorjahr: 548,7 Tsd. €)

11 . Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen

2013 in €

Unternehmen 9.446.064,04 EUR (Vorjahr: 13.569,5 Tsd. €)

16 . Finanzergebnis (Zwischensumme aus Z 10 bis 14)

(20)

17. Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 18 . Steuern vom Einkommen

(21)

19 . Jahresüberschuss 20 . Auflösung unversteuerter Rücklagen 21 . Zuweisung zu Gewinnrücklagen 22 . aufgrund vertraglicher Verpflichtung abgeführter Gewinn 23 . Bilanzgewinn

39


AUSTRIAN POWER GRID AG

Jahresabschluss

Entwicklung des Anlagevermögens in Tsd. €

stand 01.01.2013

Zugänge

abgänge

30.706,0

2.831,2

2.314,5

30.706,0

2.831,2

2.314,5

I. Immaterielle Vermögensgegenstände 1 . Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte,

Strombezugsrechte, Benützungsentgelte und ähnliche Rechte und Vorteile sowie daraus abgeleitete Lizenzen

II. Sachanlagen 1 . Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten,

einschließlich der Bauten auf fremdem Grund

a. mit Wohngebäuden

b. mit Betriebsgebäuden und anderen Baulichkeiten

c. unbebaute Grundstücke

2 . maschinelle Anlagen

265,0

0,0

0,0

231.437,9

4.483,7

1.289,5

545,8

0,6

0,0

4.272,7

7,3

284,5

3 . elektrische Anlagen

1.020.272,7

37.164,3

18.030,7

4 . Leitungen

1.195.429,2

8.244,8

107,4

30.828,4

2.671,1

1.469,2

107.598,1

49.508,5

6,8

2.590.649,9

102.080,2

21.188,0

2.621.355,9

104.911,4

23.502,5

5 . andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 6 . Anlagen in Bau, Projekte und geleistete Anzahlungen

Sachanlagen und Immaterielle Vermögensgegenstände III. Finanzanlagen

1. Anteile an verbundenen Unternehmen

2. Beteiligungen 3 . Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein

127,2

0,0

0,0

1.857,2

0,0

0,0

15,0

0,0

15,0

15.763,5

0,0

523,8

54,1

0,0

25,0

17.817,1

0,0

563,8

2.639.173,0

104.911,4

24.066,3

31.12.13 31.12.12

27.112,2 Tsd. € 26.379,6 Tsd. €

Beteiligungsverhältnis besteht

4 . Wertpapiere (Wertrechte) des Anlagevermögens 5 . sonstige Ausleihungen

Anlagevermögen Der Grundwert der Grundstücke beträgt zum

40


GESCHÄFTSBERICHT 2013

JAHRESABSCHLUSS

umbuchungen

stand 31.12.2013

kumulierte abschreibungen

restbuchwert 31.12.2013

restbuchwert 31.12.2012

planmäSSige abschreibungen 2013

0,0

31.222,8

23.935,7

7.287,1

7.816,9

3.280,0

0,0

31.222,8

23.935,7

7.287,1

7.816,9

3.280,0

0,0

265,0

265,0

0,0

0,0

0,0

11.366,0

245.998,1

131.833,6

114.164,6

105.067,5

5.561,3

429,1

975,5

0,0

975,5

545,8

0,0

0,0

3.995,6

1.211,2

2.784,3

3.154,7

183,4

34.787,2

1.074.193,3

773.706,7

300.486,7

262.261,4

33.403,5

4.111,6

1.207.678,3

575.512,5

632.165,9

644.648,7

24.735,2

25,5

32.055,8

20.601,2

11.454,5

12.098,9

3.206,0

-50.719,4

106.380,4

0,0

106.380,4

107.598,1

0,0

0,0

2.671.542,1

1.503.130,2

1.168.411,9

1.135.375,2

67.089,4

0,0

2.702.764,9

1.527.065,9

1.175.699,0

1.143.192,0

70.369,5

0,0

127,2

0,0

127,2

127,2

0,0

0,0

1.857,2

0,0

1.857,2

1.857,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

15,0

0,0

0,0

15.239,7

5.839,0

9.400,7

9.908,3

0,0

0,0

29,1

0,0

29,1

54,1

0,0

0,0

17.253,2

5.839,0

11.414,2

11.961,8

0,0

0,0

2.720.018,1

1.532.904,9

1.187.113,2

1.155.153,9

70.369,5

41


AUSTRIAN POWER GRID AG

Jahresabschluss

Fristigkeitenspiegel

Restlaufzeit zum 31.12.2013

in Tsd. €

bis zu 1 Jahr

mehr als 1 Jahr

mehr als 5 Jahre

0,0

0,0

0,0

Ausleihungen 1. Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

2. sonstige Ausleihungen

5,1

24,0

0,0

5,1

24,0

0,0

59.604,2

0,0

0,0

3.256,0

0,0

0,0

12.892,8

0,0

0,0

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

1. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

2. Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen

3. Forderungen gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

4. sonstige Forderungen und Vermögensgegenstände

25.016,2

129.740,8

17.443,0

100.769,2

129.740,8

17.443,0

verbindlichkeiten

1. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten

2. erhaltene Anzahlungen auf Bestellungen

3. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

4. Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen

5. Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

6. sonstige Verbindlichkeiten

42

0,0

0,0

0,0

340,0

0,0

0,0

13.044,4

1.452,8

34,9

348.954,7

83.611,1

136.993,1

0,0

0,0

0,0

51.723,6

39.909,2

32.982,7

414.062,6

124.973,0

170.010,7


GESCHÄFTSBERICHT 2013

JAHRESABSCHLUSS

restLaufzeit zum 31.12.2012

Summe

bis zu 1 Jahr

mehr als 1 Jahr

mehr als 5 Jahre

Summe

0,0

15,0

0,0

0,0

15,0

29,1

15,6

38,5

0,0

54,1

29,1

30,6

38,5

0,0

69,1

59.604,2

57.156,8

0,0

0,0

57.156,8

3.256,0

1.523,6

0,0

0,0

1.523,6

12.892,8

11.154,1

0,0

0,0

11.154,1

172.200,0

407,7

154.940,0

32.274,3

187.622,0

247.953,0

70.242,2

154.940,0

32.274,3

257.456,5

0,0

519,2

0,0

0,0

519,2

340,0

880,0

0,0

0,0

880,0

14.532,1

7.964,6

1.136,2

96,3

9.197,1

569.558,8

71.437,9

333.611,1

157.895,8

562.944,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

124.615,4

8.380,4

453,1

0,0

8.833,4

709.046,3

89.182,0

335.200,4

157.992,2

582.374,6

43


AUSTRIAN POWER GRID AG

Jahresabschluss

entwicklungen der unversteuerten rücklagen in Tsd. €

stand 01.01.2013

zuführung umbuchung

auflösung abgang

stand 31.12.2013

6.227,9

Bewertungsreserve aufgrund von sonderabschreibungen 1 . vorzeitige Abschreibung gem. § 7a EStG 1988 1.1 B aulichkeiten

6.360,0

9,0

141,1

1.2 M aschinelle Anlagen

485,8

0,0

0,0

485,8

1.3 E lektrische Anlagen

20.483,2

256,9

134,1

20.606,0

1.4 Leitungen

16.259,8

0,0

0,0

16.259,8

686,7

0,0

91,1

595,6

1.5 B etriebs- und Geschäftsausstattung 1.6 A nlagen in Bau

980,5

-436,4

0,0

544,0

45.256,0

-170,5

366,4

44.719,1

2 . vorzeitige Abschreibung gem. §§ 8

und 122 EStG 1972

2.1 Leitungen

2.574,9

0,0

536,7

2.038,2

2.574,9

0,0

536,7

2.038,2

1.388,2

0,0

2,5

1.385,7

3 . Übertragung stiller Reserven gem. § 12 EStG 3.1 Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten, einschließlich der Bauten auf fremdem Grund 3.2 Elektrische Anlagen 3.3 Leitungen

3.4 Betriebs- und Geschäftsausstattung

0,0

8,8

0,9

7,9

1.756,2

161,7

48,5

1.869,4

2,5

0,0

0,0

2,5

3.146,9

170,5

51,9

3.265,5

50.977,8

0,0

955,0

50.022,9

75,2

0,0

54,3

20,9

sonstige unversteuerte Rücklagen 1 . Investitionsfreibetrag gem. § 10 EStG 1996

1997

139,0

0,0

8,1

130,9

1998

61,9

0,0

0,3

61,6

1999

37,9

0,0

0,3

37,6

2000

42,2

0,0

3,4

38,8

356,1

0,0

66,4

289,8

51.334,0

0,0

1.021,3

50.312,6

Unversteuerte Rücklagen

44


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Angaben zu den Beteiligungen gemäSS § 238 Z 2 UGB

in tsd. €

sitz

Kapitalanteil in % per 31.12.2012

letzter Jahresabschluss

Klagenfurt

100,00

2013

Wien

24,40

2012

(+) (-)

Jahresüberschuss / - fehlbetrag

Eigenkapital 1)

+

374,5

583,1

+

421,1

5.466,9

verbundene Unternehmen vollkonsolidiert VERBUND Umwelttechnik GmbH (VUM) Beteiligungen OeMAG Abwicklungsstelle für Ökostrom AG

1)

Eigenkapitalbegriff entsprechend § 224 Abs. 3 lit.a UGB

45


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

I. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten bewertet und - soweit abnutzbar – entsprechend der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer planmäßig abgeschrieben.

Vorbemerkung Bei der Summierung von gerundeten Beträgen und Prozentangaben können durch Verwendung automatischer Rechenhilfen rundungsbedingte Rechendifferenzen auftreten. Anlagevermögen Die Bewertung des abnutzbaren Anlagevermögens erfolgt grundsätzlich zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten abzüglich der planmäßigen Abschreibungen. Der Katalog über die einheitlichen Abschreibungssätze in der Austrian Power Grid AG (APG) sieht im Wesentlichen folgende Abschreibungssätze vor: Abschreibungssatz in %

Nutzungsdauer in Jahren

Immaterielle Vermögensgegenstände Rechte an Telekomanlagen

10

Rechte an Softwareprodukten

25

4

5

20

2 bzw. 3

33,3 bzw. 50

3

33,3

4 bzw. 5

20 bzw. 25

5

20

10

10

2

50

10 - 25

4 - 10

sonstige Rechte

10

In den Herstellungskosten selbsterstellter Anlagen sind neben den Einzelkosten auch angemessene Material- und Fertigungsgemeinkosten aktiviert. Auf die Ausübung des Bewertungswahlrechtes hinsichtlich Einbeziehung der sozialen Aufwendungen, Abfertigungen und betrieblichen Altersversorgung im Sinne des § 203 Abs. 3 UGB sowie die Aktivierung der Fremdkapitalzinsen gemäß § 203 Abs. 4 UGB wurde verzichtet. Die geringwertigen Vermögensgegenstände gemäß § 226 Abs. 3 UGB werden im Zugangsjahr voll abgeschrieben. Das Finanzanlagevermögen wird mit den Anschaffungskosten bzw. mit den ihm beizulegenden niedrigeren Werten angesetzt; bei nur vorübergehender Wertminderung sind die Wertpapiere des Anlagevermögens mit dem Anschaffungskurs bzw. dem zuletzt angesetzten Bilanzwert bewertet. Verzinsliche Ausleihungen werden mit ihrem Nennwert bilanziert. Forderungen mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr werden als Ausleihungen im Finanzanlagevermögen ausgewiesen.

Bauten Wohn- und Geschäftsgebäude Betriebsgebäude technische Anlagen und Maschinen Maschinen elektrische Anlagen Telekomanlagen Leitungen Betriebs- und Geschäftsausstat tung

Umlaufvermögen Die Bewertung der Vorräte an Hilfs- und Betriebsstoffen erfolgt zu Anschaffungskosten unter Beachtung des strengen Niederstwertprinzips. Für die nach dem gleitenden Durchschnittspreisverfahren bewerteten Betriebsstoff- und Ersatzteillager wird eine permanente Inventur durchgeführt. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer sowie geminderter Verwertbarkeit ergeben, sind durch angemessene Wertabschläge berücksichtigt. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert bewertet, soweit nicht im Falle erkennbarer Einzelrisiken ein niedrigerer Wert anzusetzen ist.

Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögensgegenständen, die im Wirtschaftsjahr länger als sechs Monate genutzt werden, erfolgt die Abschreibung mit einer vollen Jahresrate, bei solchen, die kürzer als sechs Monate genutzt werden, mit einer halben Jahresrate.

46


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

Rechnungsabgrenzungsposten Soweit in Folgejahren Steuerentlastungen zu erwarten sind, wird vom Wahlrecht Gebrauch gemacht, einen Abgrenzungsposten für latente Steuern auf der Aktivseite der Bilanz zu bilden, wobei die auf die Gruppenmitglieder1 ) entfallenden Steuerlatenzen entsprechend den Steuerumlagen beim laufenden Ergebnis in deren Bilanz ausgewiesen sind. Dieser Abgrenzungsposten resultiert aus Unterschieden zwischen den kumulierten unternehmensrechtlichen und steuerlichen Ergebnissen bei Posten, deren Aufwandsbelastung erst in Zukunft steuerlich verrechenbar sein wird. In den passiven Rechnungsabgrenzungsposten sind Baukostenbeiträge und Investitionszuschüsse erfasst, die entsprechend der Nutzungsdauer der Sachanlagen abgeschrieben werden. Rückstellungen Die Rückstellungen berücksichtigen alle erkennbaren Risiken, die einem bereits abgeschlossenen Geschäftsjahr zuzuordnen sind, und umfassen jene Beträge, die nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendig waren. Die Rückstellungen für Abfertigungen sind unter Zugrundelegung der in der internationalen Rechnungslegung üblichen Projected Unit Credit-Methode im vollen versicherungsmathematischen Ausmaß dotiert. Der Ansparzeitraum bei den Abfertigungsrückstellungen beträgt 25 Jahre. Für alle nach dem 31.12.2002 beginnenden Arbeitsverhältnisse besteht kein Direktanspruch des Arbeitnehmers auf gesetzliche Abfertigung gegen den Arbeitgeber. Für diese Arbeitsverträge zahlt der Arbeitgeber monatlich 1,53 % des Entgelts in eine Mitarbeitervorsorgekasse, in der die Beiträge auf einem Konto des Arbeitnehmers veranlagt werden. Über die gesetzlichen Ansprüche hinausgehende Bestimmungen des EVU-Kollektivvertrages werden in den Rückstellungen für Abfertigungen berücksichtigt. Aufgrund von Betriebsvereinbarungen und Verträgen besteht die Verpflichtung, an Mitarbeiter unter bestimmten Voraussetzungen nach deren Eintreten in den Ruhestand Pensionszahlungen zu leisten. Diesen leistungsorientierten 1)

Siehe Steuern vom Einkommen

47

Verpflichtungen steht teilweise für diesen Zweck gebundenes Pensionskassenvermögen der BAV Pensionskassen AG gegenüber. Die gemäß der in der internationalen Rechnungslegung üblichen Projected Unit Credit-Methode ermittelte Rückstellung wird mit dem Pensionskassenvermögen saldiert ausgewiesen. Soweit diese leistungsorientierten Pensionsverpflichtungen durch die BAV Pensionskassen AG zu erfüllen sind, besteht eine Nachschussverpflichtung vonseiten des Arbeitgebers. Die Rückstellungen für laufende Pensionen, Anwartschaften auf Pensionen und pensionsähnliche Verpflichtungen werden nach der Projected Unit Credit-Methode ermittelt. Aufgrund der am 9.7.2012 beschlossenen Stellungnahme KFS/RL 2/3b des Fachsenats für Unternehmensrecht und Revision der Kammer der Wirtschaftstreuhänder ist eine weitere Anwendung der Korridormethode für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1.1.2013 beginnen, nicht mehr zulässig. APG hat von der Möglichkeit der vorzeitigen Anwendung bereits 2012 Gebrauch gemacht. Die kumulierten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste wurden zum Zeitpunkt der Bilanzierungsänderung zur Gänze in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Im Rahmen der Umstellung auf die neuen Bilanzierungsänderungen wurde auch der Ausweis des Zinsaufwands aus personalbezogenen Verpflichtungen in der Gewinn- und Verlustrechnung geändert. Der Zinsaufwand wird seit 2012 nunmehr, wie international üblich, im Finanzergebnis und nicht wie bisher im Personalaufwand ausgewiesen. Als Rechnungsgrundlagen wurden die „AVÖ 2008-P – Rechnungsgrundlagen für die Pensionsversicherung – Pagler & Pagler“ herangezogen.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

Den Berechnungen zum 31. Dezember 2013 und 2012 liegen die folgenden Annahmen zugrunde: 2013

2012

Zinssatz Pensionen und pensionsähnliche Verpflichtungen

3,50 %

4,00 %

Abfertigungen

3,50 %

4,00 %

Pensionssteigerungen

2,25 %

2,25 %

Gehaltssteigerungen

2,75 %

2,75 %

Zuschusszahlungen zu pensionsähnlichen Verpflichtungen – Altverträge

7,00 %

7,00 %

Zuschusszahlungen zu pensionsähnlichen Verpflichtungen – Neuverträge

4,00 %

4,00 %

0,00 - 4,00 %

0,00 - 4,00 %

Pensionsalter Frauen

56,5 - 65

56,5 - 65

Pensionsalter Männer

61,5 - 65

61,5 - 65

4,00 %

4,00 %

Trend

Fluktuation

erwartete langfristige Verzinsung des Fondsvermögens

Für die erwartete Rendite des Planvermögens wird derselbe Zinssatz herangezogen, der für die Berechnung der dazugehörigen Rückstellung verwendet wird. Verbindlichkeiten Die Verbindlichkeiten werden mit ihrem Rückzahlungsbetrag unter Bedachtnahme auf den Grundsatz der Vorsicht angesetzt. Steuern vom Einkommen Die Austrian Power Grid AG ist kein eigenes Steuersubjekt in Bezug auf die Körperschaftsteuer aufgrund der Einbeziehung als Gruppenmitglied in die Unternehmensgruppe der VERBUND AG als Gruppenträger (Gruppen- und Steuerumlagevereinbarung vom 21. September 2005).

Vom Gruppenträger werden an die Gruppenmitglieder die von diesen verursachten Körperschaftsteuerbeträge mittels positiver Steuerumlagen mit 25 % des zugerechneten positiven Einkommens belastet bzw. im Verlustfall mittels negativer Steuerumlage 25 % des zugerechneten negativen Einkommens gutgeschrieben. Durch die Verrechnung von Steuerumlagen erfolgt eine Überwälzung des Steueraufwandes in der Gewinn- und Verlustrechnung des Gruppenträgers. Bei nachträglichen Abweichungen werden die Steuerverrechnungen gegenüber den Gruppenmitgliedern nur bei Wesentlichkeit angepasst. Regulatorische Vermögenswerte und Schulden Werden Netztarife durch einen Regulator auf Basis von Kosten- bzw. Erlösschätzungen festgelegt und Minderoder Mehrkosten bzw. -erlöse aus der Vergangenheit bei der Tariffestsetzung in der Zukunft berücksichtigt, so ist der Netzbetreiber berechtigt, Mehrkosten bzw. Mindererlöse in zukünftigen Jahren von den Netznutzern im Wege höherer Tarife abgegolten zu bekommen, oder verpflichtet, Minderkosten bzw. Mehrerlöse den Netznutzern im Wege niedrigerer Tarife rückzuvergüten. Solche Ansprüche bzw. Verpflichtungen werden als regulatorische Vermögenswerte bzw. Schulden bezeichnet. APG ist einem solchen durch die Energie-Control Austria regulierten Tarifregime unterworfen. Die Sonderbestimmungen zur Bilanzierung im ElWOG werden angewandt. II. Erläuterungen zur Bilanz und zur Gewinn- und Verlustrechnung Allgemeines Im Interesse einer klaren Darstellung werden in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung einzelne Posten zusammengefasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert erläutert. Der Ausweis der einzelnen Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung wurde in Form und Inhalt entsprechend den konzerneinheitlichen Erfordernissen in VERBUND vorgenommen.

48


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung, die weder im Geschäftsjahr noch im Vorjahr einen Betrag aufwiesen, wurden gemäß § 223 Abs. 7 UGB nicht angeführt. Die Postenbezeichnungen wurden gemäß § 223 Abs. 4 UGB auf die tatsächlichen Inhalte verkürzt bzw. erweitert, soweit dies zur Aufstellung eines klaren und übersichtlichen Jahresabschlusses zweckmäßig erschien.

Die unterlassenen Zuschreibungen gemäß § 208 Abs. 3 UGB betragen 2.249,0 Tsd. € (Vorjahr: 1.614,1 Tsd. €), da die Wertsteigerung voraussichtlich nicht von Dauer ist. B. Umlaufvermögen (4) I. Vorräte in tsd. €

Werden im Vergleich zum Vorjahr Änderungen im Ausweis vorgenommen, so werden grundsätzlich die Vorjahresbeträge gemäß § 223 Abs. 2 UGB angepasst.

2013

Hilfs- und Betriebsstoffe

2012

714,0

651,8

(5) II. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Details siehe gesonderte Aufstellung „Fristigkeitenspiegel“.

Erläuterungen zu Aktiva A. Anlagevermögen

in tsd. €

Details siehe gesonderte Aufstellung „Entwicklung des Anlagevermögens“.

2013

2012

sonstige Forderungen und Vermögensgegenstände regulatorischer Vermögensgegenstand

(1) I. Immaterielle Vermögensgegenstände

Der Restbuchwert der von verbundenen Unternehmen erworbenen Benützungsrechte an Anlagen beträgt 658,0 Tsd. € (Vorjahr: 677,5 Tsd. €). (2) II. Sachanlagen

Für die im Jahr 1999 von der VERBUND AG eingebrachten Übertragungsanlagen betragen die im Zusammenhang mit der Finanzierung von Gegenständen des Anlagevermögens in den Jahren bis einschließlich 1989 aktivierten Fremdkapitalzinsen zum Bilanzstichtag 8.330,2 Tsd. € (Vorjahr: 8.884,3 Tsd. €). (3) III. Finanzanlagen

Die Angaben gemäß § 238 Z 2 UGB sind in einer gesonderten Aufstellung „Angaben zu den Beteiligungen gemäß § 238 Z 2 UGB“ dargestellt. Die Entwicklung und Struktur der Beteiligungen und Wertpapiere des Anlagevermögens ist der gesonderten Anlage „Entwicklung des Anlagevermögens“ zu entnehmen. Wertpapiere des Anlagevermögens

Diese bestehen überwiegend aus österreichischen Investmentfondsanteilen und Anleihen.

49

171.271,2

187.214,2

Personalverrechnung

163,9

170,3

Kautionen

156,0

85,8

Investitionszuschüsse

91,8

0,0

Finanzämter

23,6

33,3

im Rahmen der sozialen Sicherheit sonstige

9,5

39,6

484,0

78,8

172.200,0

187.622,0

Der regulatorische Vermögenswert beinhaltet Mindererlöse nach ElWOG § 50 Abs 5 (Aufhebung der Systemnutzungstarif-Verordnung für die Jahre 2009-2011 und die drohende Aufhebung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2012), außergewöhnliche Mehrkosten nach ElWOG § 50 Abs. 2 sowie Mehrkosten nach ElWOG § 50 Abs. 7 und nach ElWOG § 59 Abs. 8, die in zukünftigen Tarifen Berücksichtigung finden. In den sonstigen Forderungen sind Erträge in Höhe von 171.755,1 Tsd. € (Vorjahr: 187.292,9 Tsd. €) enthalten, die nach § 225 Abs. 3 UGB nach dem Abschlussstichtag zahlungswirksam werden.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

(6) C. Rechnungsabgrenzungsposten

(11) B. Unversteuerte Rücklagen

in tsd. €

Aktive Steuerlatenz

2013

2012

15.938,4

17.553,5

3,2

217,5

15.941,6

17.771,0

sonstige

Details siehe gesonderte Aufstellung „Entwicklung der unversteuerten Rücklagen“. (12) C. Rückstellungen 1. Rückstellungen für Abfertigungen in tsd. €

Die Aktive Steuerlatenz resultiert aus Unterschieden zwischen den kumulierten unternehmensrechtlichen und steuerlichen Ergebnissen bei Posten, deren Aufwandsbelastung erst in Zukunft steuerlich verrechenbar sein wird. Der Berechnung wurde ein Steuersatz von 25 % zugrunde gelegt.

A. Eigenkapital (7) I. Grundkapital

Das Grundkapital beträgt 70.000,0 Tsd. € und ist eingeteilt in 70.000.000 auf Namen lautende Stückaktien.

Deckungskapital aufgrund versicherungsmathematischer Berechnung

21.525,1

22.636,0

versteuerter Teil der Rückstellungen

21.525,1

22.636,0

2. Rückstellungen für Pensionen in tsd. €

(8) II. Kapitalrücklagen

Die Kapitalrücklagen bestehen aus gebundenen Kapitalrücklagen in Höhe von 7.000,0 Tsd. € (Vorjahr: 7.000,0 Tsd. €) und nicht gebundenen Kapitalrücklagen in Höhe von 8.383,5 Tsd. € (Vorjahr: 8.383,5 Tsd. €). Die gebundenen Kapitalrücklagen entsprechen 10 % des Grundkapitals. (9) III. Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen betreffen freie Rücklagen in Höhe von 140.552,5 Tsd. € (Vorjahr: 112.243,9 Tsd. €) und freie investitionsbedingte Rücklagen in Höhe von 76.657,3 Tsd. € (Vorjahr: 76.657,3 Tsd. €).

65.862,7

63.393,3

davon pensionsähnliche Verpflichtungen

27.020,9

25.551,5

Die bis zum 1.1.2012 angesammelten versicherungsmathematischen Verluste bei Pensionen und pensionsähnlichen Verpflichtungen wurden in Höhe von 3.079,6 Tsd. € zur Gänze im Personalaufwand erfasst. 3. sonstige Rückstellungen

in tsd. €

Netzverrechnung

zum 31.12.2012

regulatorische Rückstellungen

zum 31.12.2013

2012

2013

2012

sonstige Rückstellungen aus Strom-/Netzgeschäft

Der Bilanzgewinn zeigt folgende Entwicklung:

Veränderung unversteuerter Rücklagen

2013

Pensionsrückstellung

in t sd. €

(10) IV. Bilanzgewinn

Veränderung Gewinnrücklagen

2012

Im Jahr 2002 wurde die Rückstellung gemäß § 14 EStG auf eine als versteuert geltende Rücklage steuerfrei übertragen (§ 124 b Z 68 EStG).

Erläuterungen zu Passiva

Jahresüberschuss vor Rücklagenveränderung

2013

0,0 37.661,8 -28.308,6 1.021,3 10.374,5

50

134.656,8

189.117,6

42.824,6

117.867,8

177.481,4

306.985,4


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

in t sd. €

2013

2012

regulatorische Verbindlichkeiten

nicht konsumierte Urlaube

3.270,9

3.188,8

Prämien

2.879,2

2.497,7

Urlaubszuschuss

1.576,2

1.485,0

Vorpensionen, freiwillige Abfertigungen und Altersteilzeit

356,5

1.502,2

Zeitguthaben

354,3

377,1

0,0

747,4

sonstige

noch nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen

2013

2012

sonstige verbindlichkeiten

sonstige personalbezogene Rückstellungen

drohende Verluste aus Personalabstellung

in t sd. €

212,6

147,1

8.649,7

9.945,3

27.650,3

48.750,4

213.781,4

365.681,1

Die Rückstellung für Netzverrechnung resultiert aus der Rückzahlungsverpflichtung vereinnahmter Erlöse in Höhe von 113.196,4 Tsd. € aufgrund der Aufhebung der Systemnutzungstarif-Verordnung für die Jahre 2009-2011, der Vorsorge für die drohende Aufhebung der Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2012 und noch nicht verrechneter Leistungen für die Netzverrechnung in Höhe von 21.460,4 Tsd. €. Die regulatorische Rückstellung betrifft Mehrerlöse, die in zukünftigen Tarifen Berücksichtigung finden. 2013 kam es zu einer Änderung des Bilanzierungansatzes für regulatorische Schulden. Mehrerlöse werden im Jahr der Einnahme als kurzfristige, nicht verzinsliche Verbindlichkeitsrückstellung angesetzt (bisher langfristige, verzinste sonstige Rückstellung). Mit Feststellung im Bescheid werden die vereinnahmten Mehrerlöse in eine regulatorische sonstige Verbindlichkeit umgebucht.

aus Steuern im Rahmen der sozialen Sicherheit Personalverrechnung sonstige

118.356,8

0,0

5.259,8

7.551,6

792,7

756,2

18,4

16,5

187,7

509,1

124.615,4

8.833,4

Die regulatorischen Verbindlichkeiten enthalten vereinnahmte Mehrerlöse aus 2012, die im Bescheid der Energie-Control Austria 2013 festgestellt wurden. Aufgrund der bereits erwähnten Änderung des Bilanzansatzes wurden sie aus den sonstigen Rückstellungen ausgegliedert und als sonstige Verbindlichkeiten bilanziert. In den sonstigen Verbindlichkeiten sind aufgrund der 2013 geänderten Bilanzierung von Tarifvorsorgen Beträge in Höhe von 120.518,3 Tsd. € (Vorjahr: 2.394,3 Tsd. €) enthalten, die nach § 225 Abs. 6 UGB nach dem Abschlussstichtag zahlungswirksam werden. (14) E. Rechnungsabgrenzungsposten in t sd. €

Baukostenbeiträge (Finanzierungsbeiträge)

2013

2012

72.312,8

61.534,8

14.673,3

13.544,1

sonstige Investitionszuschüsse Vorauszahlungen für Auktionen

1.568,0

0,0

Vorauszahlungen für Netznutzung

871,4

925,3

Pachtvorauszahlung Telekomsachanlagen verbundene Unternehmen

193,5

206,7

89.619,0

76.210,9

(13) D. Verbindlichkeiten

Details siehe gesonderte Aufstellung „Fristigkeitenspiegel“. In den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen 549.611,1 Tsd. € (Vorjahr: 551.919,3 Tsd. €) Finanzverbindlichkeiten und 19.947,7 Tsd. € (Vorjahr: 11.025,5 Tsd. €) sonstige Verbindlichkeiten.

51

Die Baukostenbeiträge betreffen Beitragszahlungen Dritter im Zusammenhang mit der Nutzung einzelner Anlagen. In den Rechnungsabgrenzungsposten betreffen 7.969,1 Tsd. € (Vorjahr: 7.105,6 Tsd. €) verbundene Unternehmen.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung (15) 1. Umsatzerlöse in tsd. €

2013

2012

412.835,2

346.997,0

16.585,2

14.394,3

erlöse aus netztarifverrechnung Inland

Energieversorgungsunternehmen

Industrielle Kunden

Sonstige Kunden

64.851,3

55.505,6

494.271,7

416.896,9

EU

Energieversorgungsunternehmen

3.439,2

3.486,2

Sonstige Kunden

8.754,1

16.827,6

12.193,3

20.313,8

Drittländer

Sonstige Kunden

1.016,8

160,5

1.016,8

160,5

507.481,9

437.371,2

1.178,0

6.468,0

Benützungs- und Betriebsführungsentgelte Inland

Energieversorgungsunternehmen

Industrielle Kunden

Sonstige Kunden

44,2

43,4

634,6

581,7

1.856,8

7.093,1

EU

Energieversorgungsunternehmen

-3,158,7

785,9

Sonstige Kunden

59.499,1

86.066,4

56.340,4

86.852,3

58.197,2

93.945,4

93.945,4

5.113,5

573.713,6

536.430,1

sonstige Erlöse

Negative Umsätze in der EU entstehen durch die Weitergabe der Auktionserlöse an die Merchant-Line. Die sonstigen Kunden in der EU bestehen ausschließlich aus dem CAO Central Allocation Office in Deutschland und der Capacity Allocation Service Company in Luxemburg, die für die APG die Versteigerung der Grenzkapazitäten durchführen.

52


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

(16) 3. Sonstige betriebliche Erträge

in tsd. €

2013

2012

a) Erträge aus dem Abgang vom Anlagevermögen mit Ausnahme der Finanzanlagen

281,0

290,8

b) Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen

1.391,2

-85,0

c) übrige

7.866,8

5.042,9

9.539,0

5.248,7

2013

2012

(17) 6. Personalaufwand in tsd. €

a) Löhne b) Gehälter

332,9

303,8

37.911,9

36.557,2

38.244,8

36.861,0

3.073,6

1.907,3

-1.997,8

510,5

211,8

179,8

c) Aufwendungen für Abfertigungen und Leistungen an betriebliche Mitarbeitervorsorgekassen Abfertigungszahlungen

Veränderung der Abfertigungsrückstellung

Beitragszahlungen Mitarbeitervorsorgekasse

Aufwendungen/Erträge Übernahmen/Übertritte Konzern

0,0

72,6

1.287,6

2.670,2

5.180,2

5.837,3

56,6

709,5

0,0

7,2 -1.364,2

d) Aufwendungen für Altersversorgung

Vorpensionen, Pensionszahlungen und pensionsähnliche Verpflichtungen

Veränderung der Rückstellungen für Pensionen und pensionsähnliche Verpflichtungen

Aufwendungen/Erträge Übernahmen/Übertritte Konzern

Veränderung der Rückstellungen für Vorpensionen und Altersteilzeit

-1.182,6

Pensionskassenbeiträge (einschließlich Nachschussverpflichtung)

1.679,1

3.402,4

5.733,3

8.592,2

8.687,5

8.154,7

e) Aufwendungen für gesetzlich vorgeschriebene Sozialabgaben sowie vom Entgelt abhängige Abgaben und Pflichtbeiträge f) sonstige Sozialaufwendungen

53

558,6

567,9

54.511,8

56.846,0


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

(18) 7. Abschreibungen in tsd. €

2013

2012

70.366,9

65.921,0

a) Abschreibungen auf immaterielle Gegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen

planmäßige Abschreibungen

Sofortabschreibung geringwertiger Vermögensgegenstände gemäß § 13 EStG

2,5

120,0

70.369,4

66.041,0

2013

2012

(19) 8. Sonstige betriebliche Aufwendungen in tsd. €

a) Steuern, soweit sie nicht unter Steuern vom Einkommen fallen

227,1

463,4

227,1

463,4

b) übrige Fremdlieferungen und -leistungen für Reparaturen und Instandhaltungen

19.836,3

14.616,0

12.990,9

12.470,4

Telekomleistungen, Datendienste

8.710,7

8.712,9

Zuweisung zu sonstigen regulatorischen Rückstellungen

4.601,9

1.879,1

Aushilfsarbeiten und Personalabstellungen

3.640,8

4.045,5

IT-Support, EDV

2.567,6

4.337,6

Betriebskosten für Baulichkeiten, Mieten und Leasing

2.390,0

2.381,8

Fahrt- und Reisespesen

1.697,3

1.583,5

Rechts-, Prüfungs- und Beratungsaufwendungen

1.591,7

3.216,7

Aus- und Weiterbildung (inkl. Lehrlingsausbildung)

938,5

885,9

Abschreibungen und Wertberichtigung von Forderungen

248,6

228,9

86,6

1.049,7

Regulatorkosten

übriger Verwaltungsaufwand für Administration

sonstige Aufwendungen

54

8.098,4

6.887,2

67.399,3

62.295,2

67.626,4

62.758,6


GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

(20) 15. Finanzergebnis in tsd. €

2013

2012

10,7

25,0

9.446,1

13.569,5

2013

2012

sonstige Zinsen und ähnliche Erträge aus verbundenen Unternehmen Zinsen und ähnliche Aufwendungen aus verbundenen Unternehmen (21) 17. Steuern vom Einkommen in tsd. €

vom Gruppenträger Steuern vom Einkommen, laufende Periode

10.995,5

8.459,3

1.615,0

-4.346,7

12.610,5

4.112,6

latente Steuern

2013 wurden unversteuerte Rücklagen in Höhe von 1.021,3 Tsd. € (Vorjahr: 983,4 Tsd. €) aufgelöst, wodurch sich die Steuern vom Einkommen und Ertrag um 255,3 Tsd. € erhöht haben. Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit wird durch die Steuern vom Einkommen und Ertrag in Höhe von 12.610,5 Tsd. € (Vorjahr: 4.112,6 Tsd. €) belastet.

III. Sonstige Angaben in tsd. €

Gesamtverpflichtung

2014

2014 - 2018

Miet- und Leasingverträge, Versicherungen

1)

10.814,4

52.294,4

Sonstige (Versicherungen, Entschädigungen Benützungs-/ Betriebsführungsentgelte)

1)

4.069,0

19.633,6

wesentliche posten

Bestellobligo

105.362,2

82.089,8

105.326,2

Verlustenergie

184.673,9

128.837,1

184.673,9

Regelenergie

5.805,4

davon gegenüber verbundenen Unternehmen 1)

Die Gesamtverpflichtung ist aufgrund unbestimmter Vertragsdauer betragsmäßig nicht ermittelbar.

55

5.805,4

5.805,4

36.895,2

92.320,6


AUSTRIAN POWER GRID AG

Anhang Erläuterungen

Gegenüber Grundeigentümern bestehen befristete Nachschussverpflichtungen bis zu zehn Jahre nach Inbetriebnahme einer Leitung, wenn Grund in Bauland umgewidmet wird.

Andere außerbilanzielle Geschäfte iSd § 237 Z 8a UGB wurden von APG nicht abgeschlossen.

Die Austrian Power Grid AG ist als Übertragungsnetzbetreiber gemäß ElWOG 2010 zur Herstellung des Ausgleiches zwischen Erzeugung und Verbrauch zum Betrieb eines sicheren Systems sowie zur Frequenz- und Spannungshaltung verpflichtet. Zur Erfüllung dieser Pflichten kauft die Austrian Power Grid AG Netzdienstleistungen in Form von Regel- und Verlustenergie auch von der VERBUND AG, VERBUND Hydro Power AG und VERBUND Trading AG zu.

2. Personalstand

Mit der VERBUND Management Service GmbH besteht ein Vertrag für die Verrechnung von Dienstleistungen in den Bereichen Informatik sowie administrative Services.

3. Aufwand für Abfertigungen und Pensionen

Mit der VERBUND Finanzierungsservice GmbH besteht ein Vertrag für die Verrechnung von Dienstleistungen bezüglich Zahlungsverkehrabwicklung und Cash-Management.

durchschnitt

2013

2012

Angestellte

437

427

Lehrlinge

In Tsd. €

Arbeitnehmer

25

24

462

451

2013

7.020,9

2012

11.262,3

4. Organe der Gesellschaft

Im Geschäftsjahr 2013 wurden keine nicht fremdüblichen Verträge iSd § 237 Z 8a UGB mit Aufsichtsratsmitgliedern bzw. Unternehmen, die einzelnen Mitgliedern des Aufsichtsrats nahestehen, abgeschlossen. Es wurden Leistungen für verschiedene Konzerngesellschaften in VERBUND erbracht, diese Verträge wurden von der E-Control Austria genehmigt.

Die Angaben über die Organe der Gesellschaft (Vorstandsund Aufsichtsratsmitglieder) sind vor dem Lagebericht angeführt. Mit 1.1.2014 wurde Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer als Vorstandsvorsitzende bestellt.

Aufgrund von Betriebsvereinbarungen und Verträgen besteht die Verpflichtung, an Mitarbeiter unter bestimmten Voraussetzungen nach deren Eintreten in den Ruhestand Pensionszahlungen zu leisten. Soweit diese Pensionsverpflichtungen durch die BAV Pensionskassen AG zu erfüllen sind, besteht eine Nachschussverpflichtung vonseiten des Arbeitgebers. Aufgrund der Entwicklung auf den Finanzmärkten wurde von der BAV Pensionskassen AG zur Abdeckung leistungsorientierter Pensionsverpflichtungen eine prognostizierte Nachschussverpflichtung in Höhe von 359,9 Tsd. € (Vorjahr 48,0 Tsd. €) gemeldet.

Im Geschäftsjahr waren durchgehend zwei Mitglieder des Vorstandes bestellt, weshalb weitere Angaben nach § 241 Abs. 4 UGB entfallen.

Zum Bilanzstichtag hatten 31 Dienstnehmer einen Treuebrief, der einen erhöhten Kündigungsschutz bietet. Voraussetzung dafür war eine zwanzigjährige Tätigkeit in VERBUND und die Vollendung des 45. Lebensjahres.

An die Vorstandsmitglieder wurden keine Kredite oder Vorschüsse ausbezahlt.

Die Bezüge der Mitglieder des Aufsichtsrates beliefen sich im Geschäftsjahr auf 65.449 € (Vorjahr: 60.500 €). 5. Konzernbeziehungen

Konsolidierungspflichtiges Mutterunternehmen der Gesellschaft ist die VERBUND AG, Am Hof 6a, 1010 Wien. Die Austrian Power Grid AG ist Gruppenmitglied der Unternehmensgruppe des Mutterunternehmens (iSd § 9 Abs. 8 KStG).

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GESCHÄFTSBERICHT 2013

Anhang Erläuterungen

Bedingt durch die Einbeziehung in den Konzernabschluss der VERBUND AG, Wien, sowie der entsprechenden Offenlegung der Aufwendungen für den Abschlussprüfer in diesem Konzernabschluss, unterbleibt die diesbezügliche Angabe im vorliegenden Jahresabschluss. Der zwischen der VERBUND AG und der Austrian Power Grid AG am 20.11.2001 abgeschlossene Ergebnisabführungsvertrag wurde zum 31.12.2013 gekündigt. Der Konzernabschluss wird beim Firmenbuch des Handelsgerichtes Wien hinterlegt. 6. Einfluss des 3. EU-Binnenmarktpakets in Österreich

VERBUND hat sich entschlossen, im Sinne des 3. EU-Binnenmarktpaketes und des Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetzes 2010 (ElWOG 2010), welche verschärfte Maßnahmen betreffend das Unbundling mit sich brachten, den ITO (Independent Transmission Operator) umzusetzen und bleibt damit weiterhin Eigentümer der APG. Per Bescheid der E-Control Austria (ECA) vom 12. März 2012 wurde die APG als ITO zertifiziert, die offizielle Benennung als unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber erfolgte mit dem BGBl. II 134/2012 vom 19. April 2012 per Kundmachung des Bundesministers für Wirtschaft, Familie und Jugend. Gem. §27 Abs. 2 Z 3 ElWOG hat der Gleichbehandlungsbeauftragte mit 1.3.2012 seine Tätigkeit aufgenommen.

Geschäfte im Sinne des § 8 Abs. 3 ElWOG werden insbesondere mit folgenden Gesellschaften getätigt: → Stromlieferungen

VERBUND Hydro Power AG, VERBUND Thermal Power GmbH & Co KG, Ennskraftwerke Aktiengesellschaft, VERBUND AG → Netzdienstleistungen

VERBUND Hydro Power AG, VERBUND Thermal Power GmbH & Co KG, Ennskraftwerke Aktiengesellschaft, Österreichisch-Bayerische Kraftwerke Aktiengesellschaft, Donaukraftwerk Jochenstein Aktiengesellschaft, KELAG-Kärntner Elektrizitäts-Aktiengesellschaft, STEWEAG-STEG GmbH, VERBUND AG → Telekommunikation

VERBUND Telekom Service GmbH → Dienstleistungen

VERBUND Management Service GmbH, VERBUND AG → Finanzierung

VERBUND Finanzierungsservice GmbH, VERBUND International Finance GmbH → Engineering

PÖYRY Energy GmbH → Personalabstellungen

VERBUND Management Service GmbH, PÖYRY Energy GmbH

Wien, am 30. Jänner 2014 Der Vorstand

Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h.

DI Mag.(FH) Gerhard Christiner e.h.

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Mag. Thomas Karall e.h.


AUSTRIAN POWER GRID AG

Glossar

EBIT Earnings before Interest and Taxes: Ergebnis vor Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen) und Steuern.

Eigenkapital-Quote

Eigenkapital und Investitionszuschüsse zuzüglich der um die latenten Steuern bereinigten unversteuerten Rücklagen, im Verhältnis zum Gesamtkapital.

Fiktive Schuldentilgungsdauer

Verhältnis der Schulden zum Mittelüberschuss aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit.

Gearing 1)

Nettoverschuldung im Verhältnis zum Eigenkapital zuzüglich der um die latenten Steuern bereinigten unversteuerten Rücklagen und Investitionszuschüsse.

bere chnung

Betriebserfolg +

Finanzergebnis

-

Zinsaufwand

=

Ebit

bere chnung

Eigenkapital ÷

um geschlossene Positionen bereinigtes Gesamtkapital

=

Eigenkapitalquote

bere chnung

Rückstellungen +

Verbindlichkeiten

-

sonst. Wertpapiere u. Anteile d. UV

÷

Mittelüberschuss aus d. lfd. Geschäftstätigkeit

=

fiktive schuldentilgungsdauer

bere chnung

Nettoverschulden ÷ Eigenkapital =

Gearing

Netto-Geldfluss1)

bere chnung

Saldo aus dem Zufluss und dem Abfluss von liquiden Mitteln; wird üblicherweise in Netto-Geldflüsse aus der operativen Tätigkeit, der Investitionstätigkeit und der Finanzierungstätigkeit gegliedert.

+

Netto-Geldfluss aus der Investitionstätigkeit

+

Netto-Geldfluss aus der Finanzierungstätigkeit

Netto-Geldfluss aus der operativen Tätigkeit

=

Net to-Geldfluss

Nettoumlaufvermögen

bere chnung

Kurzfristiges Vermögen (inklusive kurzfristiger Ausleihungen und kurzfristiger Rechnungsabgrenzungsposten) abzüglich kurzfristiger Schulden (inklusive kurzfristiger Rechnungsabgrenzungen).

+

Nettoumlaufvermögen aus dem Finanzierungsbereich

=

Net toumlaufvermögen (Working Capital)

1

Nettoumlaufvermögen aus dem operativen Bereich

Die Kennzahlen wurden einer Überarbeitung unterzogen.

58


GESCHÄFTSBERICHT 2013

glossar

Nettoverschuldung1)

bere chnung

Zinsbelastetes Fremdkapital abzüglich flüssiger Mittel (inklusive Wertpapiere und Anteile des Umlaufvermögens), bereinigt um aktiv- und passivseitig geschlossene Positionen.

+

Verzinsliche Verbindlichkeiten

-

Saldierung um geschlossene Positionen

Verzinsliche Rückstellungen

= Brut toverschuldung - Finanzaktiva =

ROE

Net toverschuldung

bere chnung

Return on Equity: Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit im Verhältnis zum Eigenkapital zuzüglich der um die latenten Steuern bereinigten unversteuerten Rücklagen und Investitionszuschüsse am Beginn des Geschäftsjahres.

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ÷

Eigenkapital per 01.01.

=

ROe

ROI

bere chnung

Return on Investment: Ergebnis vor Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen) und Steuern im Verhältnis zum Gesamtkapital am Beginn des Geschäftsjahres.

÷

um geschlossene Positionen bereinigtes Gesamtkapital per 01.01.

=

ROi

ROCE

bere chnung

Return on Capital Employed: Ergebnis vor Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen) abzüglich darauf entfallender Steuern im Verhältnis zum durchschnittlich eingesetzten Kapital.

÷

Ø Eingesetztes Kapital

=

roce

EBIT

EBIT – auf EBIT entfallende Steuern

bere chnung

ROS

EBIT

Return on Sales: Ergebnis vor Zinsaufwendungen (inklusive personalbezogener Zinsen) und Steuern im Verhältnis zu den Umsatzerlösen.

÷ Umsatzerlöse =

59

roS


AUSTRIAN POWER GRID AG

BESTÄTIGUNGSVERMERK *)

Bericht zum Jahresabschluss Wir haben den beigefügten Jahresabschluss der Austrian Power Grid AG, Wien, für das Geschäftsjahr vom 1. Jänner 2013 bis zum 31. Dezember 2013 unter Einbeziehung der Buchführung geprüft. Dieser Jahresabschluss umfasst die Bilanz zum 31. Dezember 2013, die Gewinn- und Verlustrechnung für das am 31. Dezember 2013 endende Geschäftsjahr sowie den Anhang. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Jahresabschluss und für die Buchführung Die gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft sind für die Buchführung sowie für die Aufstellung eines Jahresabschlusses verantwortlich, der ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft in Übereinstimmung mit den österreichischen unternehmensrechtlichen Vorschriften vermittelt. Diese Verantwortung beinhaltet: Gestaltung, Umsetzung und Aufrechterhaltung eines internen Kontrollsystems, soweit dieses für die Aufstellung des Jahresabschlusses und die Vermittlung eines möglichst getreuen Bildes der Vermögens-, Finanzund Ertragslage der Gesellschaft von Bedeutung ist, damit dieser frei von wesentlichen Fehldarstellungen ist, sei es aufgrund von beabsichtigten oder unbeabsichtigten Fehlern; die Auswahl und Anwendung geeigneter Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden; die Vornahme von Schätzungen, die unter Berücksichtigung der gegebenen Rahmenbedingungen angemessen erscheinen. Verantwortung des Abschlussprüfers und Beschreibung von Art und Umfang der gesetzlichen Abschlussprüfung Unsere Verantwortung besteht in der Abgabe eines Prüfungsurteils zu diesem Jahresabschluss auf der Grundlage unserer Prüfung. Wir haben unsere Prüfung unter Beachtung der in Österreich geltenden gesetzlichen Vorschriften und Grundsätze ordnungsgemäßer Abschlussprüfung durchgeführt. Diese Grundsätze erfordern, dass wir die Standesregeln einhalten und die Prüfung so planen und durchführen, dass wir uns mit hinreichender Sicherheit ein Urteil darüber bilden können, ob der Jahresabschluss frei von wesentlichen Fehldarstellungen ist.

Eine Prüfung beinhaltet die Durchführung von Prüfungshandlungen zur Erlangung von Prüfungsnachweisen hinsichtlich der Beträge und sonstigen Angaben im Jahresabschluss. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Abschlussprüfers unter Berücksichtigung seiner Einschätzung des Risikos eines Auftretens wesentlicher Fehldarstellungen, sei es aufgrund von beabsichtigten oder unbeabsichtigten Fehlern. Bei der Vornahme dieser Risikoeinschätzung berücksichtigt der Abschlussprüfer das interne Kontrollsystem, soweit es für die Aufstellung des Jahresabschlusses und die Vermittlung eines möglichst getreuen Bildes der Vermögens , Finanzund Ertragslage der Gesellschaft von Bedeutung ist, um unter Berücksichtigung der Rahmenbedingungen geeignete Prüfungshandlungen festzulegen, nicht jedoch um ein Prüfungsurteil über die Wirksamkeit der internen Kontrollen der Gesellschaft abzugeben. Die Prüfung umfasst ferner die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden und der von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen wesentlichen Schätzungen sowie eine Würdigung der Gesamtaussage des Jahresabschlusses. Wir sind der Auffassung, dass wir ausreichende und geeignete Prüfungsnachweise erlangt haben, sodass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unser Prüfungsurteil darstellt. Prüfungsurteil Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt. Aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss nach unserer Beurteilung den gesetzlichen Vorschriften und vermittelt ein möglichst getreues Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2013 sowie der Ertragslage der Gesellschaft für das Geschäftsjahr vom 1. Jänner 2013 bis zum 31. Dezember 2013 in Übereinstimmung mit den österreichischen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung.

Bei Veröffentlichung oder Weitergabe des Jahresabschlusses in einer von der bestätigten (ungekürzten deutschsprachigen) Fassung abweichenden Form (z. B. verkürzte Fassung oder Übersetzung) darf ohne unsere Genehmigung weder der Bestätigungsvermerk zitiert noch auf unsere Prüfung verwiesen werden.

*)

60


GESCHÄFTSBERICHT 2013

BESTÄTIGUNGSVERMERK

Aussagen zum Lagebericht Der Lagebericht ist aufgrund der gesetzlichen Vorschriften darauf zu prüfen, ob er mit dem Jahresabschluss in Einklang steht und ob die sonstigen Angaben im Lagebericht nicht eine falsche Vorstellung von der Lage der Gesellschaft erwecken. Der Bestätigungsvermerk hat auch eine Aussage darüber zu enthalten, ob der Lagebericht mit dem Jahresabschluss in Einklang steht. Der Lagebericht steht nach unserer Beurteilung in Einklang mit dem Jahresabschluss. Wien, am 30. Jänner 2014

Ernst & Young Wirtschaftsprüfungsgesellschaft m.b.H. Mag. Erich Lehner e.h. Wirtschaftsprüfer Mag. Elfriede Baumann e.h. Wirtschaftsprüferin

61


AUSTRIAN POWER GRID AG

Bericht des Aufsichtsrates

Der Aufsichtsrat hat im Berichtsjahr in vier Aufsichtsratssitzungen und einer außerordentlichen Aufsichtsratssitzung sowie in fünf Arbeits-/Prüfungsausschusssitzungen die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben und Befugnisse wahrgenommen. Aufgrund der Aufgaben der APG ist ein freiwilliger Prüfungsausschuss im Sinne des Aktiengesetzes eingerichtet. Der Arbeitsausschuss fungiert daher auch als Prüfungs- und Dringlichkeitsausschuss. Ebenso wurde ein Präsidial- und Vergütungsausschuss eingerichtet, der dreimal getagt hat. Der Nominierungsausschuss hat einmal getagt. Die Geschäftsführung des Vorstandes wurde vom Aufsichtsrat laufend aufgrund mündlicher und schriftlicher Berichterstattung über den Gang der Geschäfte und die Lage des Unternehmens geprüft. Diese Überprüfungen haben zu keinerlei Beanstandungen Anlass gegeben. Die Buchführung und der Jahresabschluss sind von der Ernst & Young GmbH, Wien, geprüft worden. Der Abschlussprüfer hat über das Ergebnis schriftlich berichtet. Dabei wurde festgestellt, dass der Vorstand die verlangten Aufklärungen und Nachweise erbracht hat, Buchführung und Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften entsprechen, ein möglichst getreues Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt wird und der Lagebericht im Einklang mit dem Jahresabschluss steht.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrates hält regelmäßig Kontakt mit dem Vorstand. Insbesondere werden die Geschäftsentwicklung sowie die europäischen Neuerungen regelmäßig diskutiert. Sitzungen des Vorstandes fanden im Regelfall vierzehntägig statt. Der Aufsichtsratsvorsitzende und der Vorstand bestätigen, dass sowohl in den Aufsichtsratssitzungen und den Sitzungen des Arbeitsund Prüfungsausschusses als auch in den Sitzungen des Vorstandes offene Diskussionen stattfinden. Der Aufsichtsrat bedankt sich beim Vorstand sowie allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für die Bewältigung der herausfordernden Aufgaben.

Wien, am 30. Jänner 2014 Für den Aufsichtsrat Ing. Mag. Peter Koren e.h. (Vorsitzender)

Der Aufsichtsrat hat den vorgelegten Jahresabschluss gemäß Unternehmensgesetzbuch, welchem der Abschlussprüfer seinen uneingeschränkten Bestätigungsvermerk erteilt hat, sowie den Lagebericht des Vorstandes geprüft. Der Lagebericht des Vorstandes wurde genehmigt und zur Kenntnis genommen. Der Jahresabschluss wurde vom Aufsichtsrat gebilligt, wodurch er gemäß § 96 (4) Aktiengesetz festgestellt ist.

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IMPRESSUM Herausgeber: Austrian Power Grid AG Wagramer Straße 19, A-1220 Wien Kontakt: www.apg.at E-Mail: apg@apg.at Konzept & Gestaltung: Halle34 Og für zeitgenössische Kommunikation Coverfoto: Getty Images Fotos Vorstand & Mitarbeiter: Martin Stöbich Lektorat: Mag. Martin Betz Druck: Rema Print Vorbehaltlich Satz- und Druckfehler Wien, im Februar 2014

Dieses Produkt entspricht dem Österreichischen Umweltzeichen für schadstoffarme Druckprodukte (UZ 24), UW-Nr. 715.



APG Geschäftsbericht 2013